Дальневосточный федеральный университет
Политехнический институт
А.В. Куренский, В.Е. Куренский
Н.В. Куценко, О.С. Портнова
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
СУДОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Учебное электронное издание
Учебное пособие для вузов
Владивосток
2022
Дальневосточный федеральный университет
Политехнический институт
А.В. Куренский, В.Е. Куренский, Н.В. Куценко, О.С. Портнова
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
СУДОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Учебное электронное издание
Учебное пособие для вузов
Владивосток
Издательство Дальневосточного федерального университета
2022
УДК 621.182:629.5-049.7(075.8)
ББК 39.455.11я73
Э41
Рецензенты: Ю.Г. Рыбалкин, к.т.н., доцент, с.н.с., генеральный директор ООО «Морская инженерная компания» (Владивосток); А.Н. Минаев, д.т.н., профессор, профессор отделения машиностроения, морской техники и транспорта Инженерного департамента Политехнического института
(Дальневосточный федеральный университет, Владивосток).
Авторы
Куренский Алексей Владимирович, доцент
Куренский Владимир Емельянович, профессор кафедры судовых котельных установок
и вспомогательного энергетического оборудования
Морской государственный университет им. адмирала Г.И. Невельского (Владивосток)
Куценко Наталья Владимировна, старший преподаватель
Портнова Олеся Сергеевна, старший преподаватель
Отделение машиностроения, морской техники и транспорта
Инженерного департамента Политехнического института
Дальневосточный федеральный университет (Владивосток)
Куренский А.В., Куренский В.Е., Куценко Н.В., Портнова О.С. Эксплуатация судовых котельных установок: учебное пособие для вузов / Политехнический институт ДВФУ. – Владивосток:
Изд-во Дальневост. федерал. ун-та, 2022. – 1 CD. [137 с.]. – Систем. требования: Adobe Acrobat Reader,
Foxit Reader либо любой другой их аналог. – ISBN 978-5-7444-5169-1. – Текст: электронный.
В учебном пособии рассмотрены вопросы подготовки, запуска и обслуживания котельной установки, меры предосторожности при обслуживании паровых котлов, порядок проведения теплохимических испытаний судовых котельных установок, вывод котла из действия и постановка на «мокрое»
и «сухое» хранение, подготовка котлов к освидетельствованию инспектором Регистра. Включены допустимые для обслуживающего персонала способы текущего ремонта элементов котлов и приложения
с видами характерных дефектов котлов.
Учебное пособие предназначено для студентов направлений 26.04.02 «Кораблестроение, океанотехника и системотехника объектов морской инфраструктуры», 26.05.06 «Эксплуатация судовых
энергетических установок». Может быть полезным судовым механикам и инженерно-техническим
работникам как судостроительной и судоремонтной промышленности, так и береговых баз обслуживания флота, связанных с эксплуатацией и проектированием судовых паровых котлов.
Ключевые слова: судовые котельные установки, водные режимы котла, водоподготовка, теплохимические испытания, реагенты, питательная система.
Key words: ship boiler installations, boiler water regimes, water treatment, thermochemical tests, reagents, feed system.
Редактор И.А. Гончарук
Компьютерная верстка Г.П. Писаревой
Дизайн CD Г.П. Писаревой
Опубликовано: 30.03.2022
Формат PDF
Объем 6,1 МБ [Усл. печ. л. 15,9]
Тираж 10 экз.
Издание подготовлено редакционно-издательским отделом
Политехнического института ДВФУ
[Кампус ДВФУ, корп. С, каб. 714]
Дальневосточный федеральный университет
690922, Владивосток, о. Русский, пос. Аякс, 10
Изготовитель CD: Дальневосточный федеральный университет
(типография Издательства ДВФУ
690091, Владивосток, ул. Пушкинская, 10)
Защищено от копирования
ISBN 978-5-7444-5169-1
© ФГАОУ ВО «ДВФУ», 2022
2
СОДЕРЖАНИЕ
ТЕХНИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОТЛОВ ........................................................................... 5
Введение ......................................................................................................................................... 5
Документы на котельную установку ........................................................................................... 6
Ответственность за котельную установку .................................................................................. 7
Раздел 1. ПОДГОТОВКА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ К РАБОТЕ ......................................... 12
Осмотр котельного отделения ................................................................................................... 12
Осмотр котла................................................................................................................................ 12
Подготовка средств автоматизации ........................................................................................... 13
Осмотр и подготовка вспомогательных механизмов и систем............................................... 14
Раздел 2. ЗАПУСК КОТЛА В РАБОТУ ........................................................................................ 15
Подготовка питательной системы и заполнение котла водой ................................................ 15
Подготовка топливной системы ................................................................................................ 16
Розжиг котла и подъем давления пара ...................................................................................... 17
Включение котла в работу.......................................................................................................... 19
Раздел 3. ОБСЛУЖИВАНИЕ КОТЛА В РАБОТЕ ....................................................................... 21
Общие указания ........................................................................................................................... 21
Управление питанием котла ....................................................................................................... 22
Управление горением топлива ................................................................................................... 27
Водный режим котла................................................................................................................... 29
Докотловая обработка воды ....................................................................................................... 32
Внутрикотловая обработка воды ............................................................................................... 34
Рекомендации по обеспечению режимов внутрикотловой обработки воды
с применением противонакипина МФ ...................................................................................... 37
Рекомендации по обеспечению фосфатно-нитратного воднохимического режима ........... 40
Расчет дозировок химических реагентов .................................................................................. 40
Порядок ввода реагентов в котел............................................................................................... 41
Продувка паровых котлов .......................................................................................................... 42
Организация водоконтроля ........................................................................................................ 43
Топливо и его сжигание .............................................................................................................. 45
Очистка поверхностей нагрева работающего котла ................................................................ 53
Особенности обслуживания утилизационных котлов ............................................................. 59
Раздел 4. МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ
ПАРОВЫХ КОТЛОВ ...................................................................................................................... 62
Предотвращение повреждений и аварий котлов ...................................................................... 62
Меры предосторожности при упуске воды из котла ............................................................... 63
Предотвращение и тушение пожара в котельном помещении ............................................... 64
Раздел 5. ЭКСПРЕСС-МЕТОД ТЕПЛОХИМИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ СУДОВЫХ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК И ПОРЯДОК ИХ ПРОВЕДЕНИЯ .............................................. 66
Определение максимальной паропроизводительности котла и потерь теплоты в
окружающее пространство ......................................................................................................... 66
Определение КПД котла по методу Равича .............................................................................. 69
Определение характеристик котла на долевых нагрузках ...................................................... 71
3
Раздел 6. ВЫВОД КОТЛА ИЗ ДЕЙСТВИЯ И ПОСТАНОВКА НА «МОКРОЕ»
И «СУХОЕ» ХРАНЕНИЕ ............................................................................................................... 74
Прекращение работы котла ........................................................................................................ 74
Хранение бездействующего котла............................................................................................. 75
«Мокрое» хранение ..................................................................................................................... 76
«Сухое» хранение ........................................................................................................................ 77
Раздел 7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ КОТЛОВ .......................................................... 78
Общие указания ........................................................................................................................... 78
Очистки, осмотры и испытания котлов .................................................................................... 79
Очистка внутренних поверхностей нагрева ............................................................................. 82
Химическая очистка котла сульфаминовой кислотой ............................................................. 83
Химическая очистка малеиновой кислотой.............................................................................. 86
Химическая очистка котла раствором трилона Б .................................................................... 88
Химическая очистка утилизационного котла ........................................................................... 89
Очистка наружных поверхностей нагрева ................................................................................ 91
Ежегодные осмотры котла механиками .................................................................................... 95
Корпус котла, коллекторы и поверхности нагрева котла ........................................................ 96
Корпус котла ................................................................................................................................ 97
Кожух, футеровка (обмуровка) и изоляция котла .................................................................... 98
Арматура котла ............................................................................................................................ 99
Гарнитура котла......................................................................................................................... 102
Раздел 8. ПОДГОТОВКА КОТЛОВ К ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ
ИНСПЕКТОРОМ РЕГИСТРА ...................................................................................................... 104
Наружное освидетельствование котла механиками в действии под паром ........................ 106
Наружное освидетельствование котла в действии под паром с инспектором Регистра ... 107
Футеровка (обмуровка) топки и теплоизоляция котла .......................................................... 111
Огнеупорные материалы и изоляция (общие сведения) ...................................................... 111
Материалы футеровки (обмуровки) топок ............................................................................. 113
Повреждения футеровки топок ................................................................................................ 115
Изоляция котла .......................................................................................................................... 116
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................................................................................................. 118
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Виды повреждений элементов котельных установок ............................... 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ .............................................................................................................................. 141
4
ТЕХНИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОТЛОВ
Введение
Техническое использование и техническое обслуживание судовых котельных установок производится прежде всего в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и другой
его технической документацией (технические условия на поставку, эксплуатацию, ремонт,
формуляры и паспорта).
Вторым руководящим документом при эксплуатации котлов (при отсутствии документов завода-изготовителя или при недостаточном их объёме) являются «Правила технической
эксплуатации судовых технических средств и конструкций» (ПТЭ СТС и К), в которые входят
правила Технического использования паровых котлов и Технического обслуживания паровых
котлов, а также «Нормативно-техническая документация, разработанная компетентными проектными и научно-исследовательскими организациями, одобренная Регистром.
Общие требования ПТЭ применимы к любым основным конструктивным типам паровых и водогрейных котлов, поэтому при эксплуатации котлов как отечественного, так и иностранного производства требования ПТЭ котлов должны выполняться в каждом конкретном
случае с учетом особенностей конструкции, уровня автоматизации и в первую очередь – требований инструкции по техническому использованию, обслуживанию и ремонту, разработанной заводом-изготовителем или проектантом котла.
Третьими по приоритетности применения являются Правила и Руководства Регистра,
которыми следует пользоваться при отсутствии первых двух руководящих документов или
недостаточности сведений в них.
Требования Правил обязательны:
– для специалистов инженерно-технических служб судовладельцев, осуществляющих
организацию технического обслуживания и ремонта котлов;
– для специалистов судомеханической службы экипажей судов, осуществляющих техническое использование, обслуживание и ремонт котлов.
Чем ещё можно воспользоваться при отсутствии сведений в вышеперечисленных документах – это справочники, техническая литература и нормативно-техническая документация,
разработанная компетентными организациями, но не подлежащая одобрению Регистра.
Определение «паровой котел» относится к водотрубным, газотрубным, водогазотрубным, газоводотрубным и утилизационным паровым котлам с рабочим давлением пара 0,07 МПа
и более, а также к водогрейным котлам с температурой подогрева воды выше 115 °С, находящимся под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства (РС, или
Регистр).
Каждый котел на переднем фронте должен иметь фирменную табличку, на которую
наносятся его основные данные:
– товарный знак предприятия (изготовителя);
– год постройки;
– заводской номер;
– индекс котла;
– рабочее давление пара в котле;
– температура перегретого пара;
– паропроизводительность, а для огнетрубных котлов – площадь поверхности нагрева;
– клеймо ОТК завода-изготовителя;
– окончательное клеймо РС или иного классификационного общества.
5
Документы на котельную установку
Завод-изготовитель поставляет с каждым котлом технические документы:
– описание и инструкцию (руководство) по техническому использованию, обслуживанию и ремонту;
– формуляр для учета существенных работ, выполненных судоремонтным предприятием или обслуживающим персоналом;
– инструкцию по обслуживанию системы автоматизированного регулирования работы
котла;
– паспорта на комплектующее оборудование, контрольно-измерительные приборы,
средства автоматизации и защиты, поставляемые субподрядчиками;
– возможно, но не обязательно, технические условия на эксплуатацию и ремонт.
Регистр выдает на каждый принятый под техническое наблюдение котёл Свидетельство (сертификат) котла. К свидетельству прилагаются акты инспекторов РС, в которые вносятся сведения о техническом состоянии котла по итогам освидетельствований и испытаний.
Свидетельство хранится на судне в течение всего срока службы котла. При снятии котла с
судна для агрегатного ремонта свидетельство должно сдаваться совместно с котлом.
В процессе эксплуатации судна Регистр ведёт техническое наблюдение за состоянием
котельной установки (котлов, паропровода, питательного трубопровода, трубопровода продувания, топливного трубопровода и обслуживающих котлы механизмов) путём проведения
наружных освидетельствований в действии, внутренних осмотров и гидравлических испытаний, о чём подробно будет изложено в разделе «Техническое обслуживание».
Судовладелец выдает на судно вахтенные машинные журналы для фиксирования параметров работы котла, а также журнал технического состояния для учета выполненных по графику технического обслуживания и ремонтов судовых технических средств силами обслуживающего персонала на ремонтных предприятиях, имеющих Свидетельство о признании Регистра.
На судах с системой мониторинга котлов (BMS) и дополнительным знаком в символе
класса судна, на котором реализована эта система, согласно требованиям Правил Регистра,
должен быть специальный судовой журнал по мониторингу котельной установки, в который
необходимо вносить информацию:
– данные по обслуживанию котла согласно рекомендациям изготовителя и результаты
освидетельствования котла;
– результаты анализов по химическому контролю воды;
– принимаемые меры по обеспечению нормативных показателей питательной и внутрикотловой воды;
– проводимые мероприятия по техническому обслуживанию топочного устройства согласно рекомендациям изготовителя.
Для котлов иностранного производства судовладелец должен:
– при необходимости обеспечить перевод инструкций с иностранного языка;
– организовать изучение инструкций специалистами службы судовых экипажей, обеспечивающих техническое обслуживание котельной установки;
– при отсутствии документации по эксплуатации котельной установки заказать таковую у фирмы-изготовителя либо в компетентной проектной организации.
Инженерно-технические службы судовладельца в соответствии с Инструкцией по
эксплуатации, Правилами технической эксплуатации и другими нормативными документами по эксплуатации и ремонту, а также Правилами РС обязаны планировать и осуществ6
лять организационные и технические меры по содержанию котлов в исправном техническом
состоянии и безопасной их эксплуатации.
Ремонт котла, при котором выполняются существенные работы (замена труб, связей,
правка жаровых труб, огневых камер и топок, вварка заплат и т.п.) должен производиться на
судоремонтном предприятии по технологическим процессам, согласованным с инспекцией РС
и под наблюдением РС.
Ответственность за котельную установку
При определении ответственности за содержание и сохранность котельных установок
следует руководствоваться судовым расписанием по заведованиям.
Согласно Правилам технической эксплуатации морских судов (Основное руководство)
ответственным за эксплуатацию СТС и К и паровых котлов в том числе является главный
(старший) механик судна, который осуществляет руководство их обслуживанием и ремонтом
через третьего (четвертого) механика в соответствии с распределением механизмов и систем
по заведованиям.
Как правило, на судах с паровым главным двигателем и судах со значительным потреблением пара паровые котлы находятся в заведовании третьего механика, а на судах с дизельным главным двигателем и с газовой турбиной – в заведовании четвёртого механика.
Непосредственную ответственность за соблюдение режимов эксплуатации парового
котла, водоконтроль, приемку, хранение и расход топлива и запасных частей, ведение документации, а также за работу котельных машинистов несет третий (четвертый) механик.
Техническое обслуживание котлов должно осуществляться по планово-предупредительной системе на основе планов – графиков технического обслуживания, утверждённых судовладельцем, и анализа результатов (замера) параметров контрольно-измерительными приборами и/или средствами диагностирования и неразрушающего контроля, характеризующими
их фактическое техническое состояние. В планах-графиках указываются объёмы, сроки выполнения и исполнители работ по техническому обслуживанию.
Ответственность за ведение планов – графиков по техническому обслуживанию котлов,
выполнение работ в установленных объёмах и в определенные сроки несёт третий (четвёртый)
механик. Старший механик ежемесячно должен контролировать ведение планов-графиков и
их выполнение.
Судовладелец несёт ответственность за материальное обеспечение технического обслуживания котлов, как и других СТС и К.
При обнаружении в каком-либо элементе котла дефекта, препятствующего его нормальной эксплуатации, главный (старший) механик обязан принять меры, исключающие аварию, с последующим докладом капитану судна. Решение о методе ремонта и возможности
режима дальнейшей эксплуатации котла принимается после тщательного осмотра дефектного
участка.
Если рабочее давление пара было снижено по согласованию с РС вследствие ограниченного технического состояния котла, то для восстановления первоначального рабочего давления
судовладелец должен выполнить ремонт котла в объёме и по технологии, согласованной с РС.
Требования к специалистам, назначенным на штатные должности для обслуживания
паровых котлов:
– к обслуживанию котлов допускаются лица, достигшие восемнадцатилетнего возраста и имеющие документ о специальной подготовке по обслуживанию котельных установок,
7
удостоверение о сдаче техминимума, в том числе по технике безопасности, медицинское заключение о профессиональной пригодности;
– непосредственно на судне лица машинной команды должны быть проинструктированы на рабочем месте вахтенным механиком, о чем должна быть сделана запись в вахтенном
журнале. Лица, не прошедшие инструктаж на рабочем месте при поступлении на судно, а
также находящиеся в нетрезвом состоянии или заболевшие, к обслуживанию котельной установки не допускаются.
Инженерно-технические службы судовладельца обязаны:
– ежегодно проводить зачет по техминимуму знаний на право занятия специалистом
соответствующей штатной должности на судне;
– периодически организовывать курсы повышения квалификации технического персонала плавсостава.
Обязанности персонала, обслуживающего котельную установку:
– изучить техническую документацию и практически освоить конструкцию и особенности эксплуатации котла, систем, приборов, средств автоматизации и сигнализации;
– знать расположение и назначение различных клапанов, кранов и дистанционных приводов, относящихся к котельной установке, и уметь пользоваться ими в темноте при аварийной ситуации;
– регулировать горение и питание котла для установления наиболее экономичного режима, своевременно определять и устранять в работе котельной установки неполадки, нарушающие горение, питание, подачу воздуха или другие процессы;
– знать внешние проявления опасных дефектов конструкции котла или нарушений режима работы, при которых эксплуатация должна быть прекращена, и срочные меры, которые
следует принять вахтенному персоналу в этой ситуации;
– точно выполнять требования правил техники безопасности и правил обслуживания
вспомогательных механизмов, систем и устройств, относящихся к котельной установке;
– строго соблюдать правила пожарной безопасности;
– систематически заносить в вахтенный машинный журнал параметры работы котла,
результаты анализа питательной и котловой воды, время продувок, сведения о выполненных
работах по техобслуживанию и сведения о замеченных неполадках, о которых следует поставить в известность вновь заступающего на вахту.
Записи в машинном журнале должны ежесуточно проверяться и подписываться главным (старшим) механиком.
Если по техническим причинам котел временно переведен на ручное управление, вахтенный специалист, обеспечивающий его работу, должен:
– неотлучно находиться в котельном отделении;
– не заниматься посторонними делами;
– не допускать в котельное отделение лиц, не занятых на вахте;
– немедленно докладывать вахтенному или старшему механику обо всех неисправностях в работе механизмов котельной установки, а в случае возникновения аварийной ситуации
– прекратить работу котельной установки, доложить главному (старшему) механику и действовать по его указаниям;
– при возникновении пожара немедленно доложить вахтенному или старшему механику и принять меры для тушения пожара первичными средствами;
– при объявлении по судну тревоги по причине пожара или поступления воды действовать согласно расписанию по судовым тревогам.
8
Заступающий на вахту обязан:
– явиться в котельное (машинное) отделение не менее чем за 10 минут до начала вахты;
– проверить исправность водоуказательных приборов (продуть водоуказательные
стекла), действие манометров, качество горения, наличие воды в теплом ящике и топлива в
расходной цистерне;
– осмотреть работающие механизмы, доступные для осмотра части котла, на предмет
отсутствия пропаривания, течи, дефектов в топке;
– проверить исправность приводов предохранительных и стопорных клапанов;
– проверить готовность первичных противопожарных средств;
– осмотреть и оценить действие узлов автоматических регуляторов;
– проверить пульт системы управления, сигнализации и защиты.
Сдающий вахту обязан:
– сообщить принимающему вахту о замеченных неисправностях в работе каких-либо
механизмов, устройств или систем;
– проинформировать заступающего на вахту о действии системы автоматики и сигнализации, о распоряжениях по режиму работы котельной установки.
Сдающий и принимающий вахту обязаны расписаться в машинном журнале. Принявший вахту должен доложить об этом вахтенному механику.
Приём (сдача) котельной установки в заведование должна производиться при непосредственном участии главного (старшего) механика и третьего (четвертого) механиков в случаях:
– при вводе судна в эксплуатацию после постройки, ремонта или консервации;
– при передаче судна другому владельцу;
– при смене главного (старшего) или третьего (четвертого) механика.
Прием котельной установки в заведование при вводе судна в эксплуатацию после постройки, ремонта или консервации должен проводиться по согласованной сторонами программе (судовладелец, предприятие, РС). Программа должна предусматривать предъявление
сдаточной командой завода отдельных объектов котельной установки для внешнего осмотра
после монтажа (ремонта) и (при необходимости) гидравлические испытания и испытания в
действии под паром.
Программа приема (сдачи) должна включать:
– предъявление личному составу технической документации на котел и его агрегаты
(Свидетельство (сертификат) о наблюдении РС за их изготовлением, паспорта, формуляры,
инструкции по эксплуатации, акты ОТК, чертежи, схемы и другие технические документы);
– предъявление личному составу (по описи) упакованных запасных изделий и материалов, поставленных контрагентскими предприятиями или изготовленных предприятием по договору с судовладельцем.
При передаче судна другому владельцу достаточные объёмы внешних осмотров, осмотров и ревизий при частичном вскрытии главных и вспомогательных механизмов (в том числе
котлов), а также необходимость проведения ремонта, швартовных и ходовых испытаний определяются полномочными представителями сторон в зависимости от срока действия документов РС по всем частям судна и фактического технического состояния отдельных механизмов
и систем, в том числе котлов.
При смене главного (старшего) механика или третьего (четвертого) механика механики,
принимающие в заведование котельную установку, обязаны:
– проверить наличие технической документации (чертежи, схемы, заводские инструкции по эксплуатации котла и вспомогательных механизмов котельной установки);
9
– ознакомиться с содержанием записей в формуляре парового котла и главного паропровода, актах РС, журнале технического состояния;
– ознакомиться с общим состоянием котельной установки, в том числе питательной системой (теплый ящик, насосы, фильтры, подогреватели, деаэраторы); топливной системой,
контрольно-измерительными приборами, системой автоматического регулирования (управления), действием приводов управления с палубы главными и вспомогательными стопорными
клапанами и ручного подрыва предохранительных клапанов и другими устройствами;
– осмотреть футеровку топки, экранный и конвективные пучки труб (водотрубные
котлы) или жаровые трубы (газотрубные котлы), арматуру котла, топочное устройство и прочие устройства;
– осмотреть поверхности со стороны пароводяного и газового пространства (если передача дел совпадает с подготовкой котла к внутреннему осмотру);
– принять котел под паром при рабочем давлении и при опробовании в действии: ручного подрыва предохранительных клапанов, клапанов верхнего и нижнего продувания, водоуказательных приборов, системы автоматического регулирования, системы автоматической
защиты и сигнализации по погасанию факела, отсутствию подачи воздуха в топку, аварийному, предельному нижнему и верхнему уровням воды в котле, температуре топлива, давлению пара;
– проверить системы питания, горения, подачи воздуха, ввода в котел химических присадок;
– проверить комплектность судовой комплектной лаборатории анализа воды.
Приемка (сдача) заведования должна быть оформлена приемо-сдаточным актом, в котором записываются результаты осмотров и испытаний в объеме, требуемом по условиям программы приемки. К приемо-сдаточному акту могут быть приложены схемы (эскизы) или таблицы замеров и прочие документы, если это требуется для описания какого-либо дефекта элемента котла и указания его местоположения.
Знание конструкции парового котла, его вспомогательных механизмов, систем и средств
автоматизации, понимание физических процессов и соблюдение требований инструкций по эксплуатации являются гарантией надежной и безопасной работы котельной установки.
Специалисты инженерно-технических служб судовладельца, осуществляющие организацию технического обслуживания и ремонта судовых котельных установок, члены судомеханической службы, непосредственно обслуживающие котельную установку на судне, несут установленную законом ответственность за нарушение правил и инструкций по эксплуатации, приведшее к поломке или аварии котла или технических средств котельной установки, независимо от
того, в чьём непосредственном заведовании находится установка по судовому расписанию.
Контрольные вопросы
1. Какими документами должен руководствоваться обслуживающий персонал при технической эксплуатации котельной установки?
2. К каким котлам относится определение «паровой котёл» согласно Правилам Регистра?
3. Какие документы должны иметься на судне на котельную установку?
4. Кто согласно судовому расписанию является ответственным за эксплуатацию судовой котельной установки?
5. Как производится смена вахты между механиками по котельной установке?
6. В каких случаях производится приёмка механиками в заведование котельной установкой?
7. Каков порядок приёмки котельной установки при смене механиков на судне?
10
Раздел 1
ПОДГОТОВКА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ К РАБОТЕ
Осмотр котельного отделения
Полный цикл подготовки котла к работе включает очистку, осмотр и необходимый ремонт котла со стороны пароводяного и газового пространств, выполняемые в период ежегодной подготовки котельной установки для предъявления РС на предмет внутреннего осмотра и
наружного освидетельствования под паром. Подготовка котла к работе носит комплексный
характер и включает общий осмотр котельного отделения; осмотр собственно котла после его
чистки; осмотр, техническое обслуживание или ремонт вспомогательных механизмов (насосов, систем трубопроводов и их арматуры, электроприводов, систем автоматики) в соответствии с графиком технического обслуживания (ТО) и определение фактического технического
состояния механизмов, систем и устройств, обслуживающих паровой котел.
Основными объектами осмотра котельного отделения являются:
– пространство под котлом (не должно быть топлива, воды, обтирочного материала и
прочих предметов);
– настил котельного отделения (плиты должны быть закреплены на обрешетнике штатным крепежом);
– дистанционные приводы предохранительных и стопорных клапанов;
– противопожарные устройства (инвентарь и снабжение должны быть на штатных местах и готовы к использованию);
– нормальное и аварийное освещение постов управления, водоуказательных приборов
котла, трапов;
– аварийный выход из отделения (выход должен быть свободным);
– средства связи и сигнализации.
По итогам общего осмотра должны быть приняты меры к удалению из котельного отделения горючих материалов, газоэлектросварочного переносного оборудования, шлангов,
остатков ремонтных материалов, инструмента и пр.
Осмотр котла
При подготовке котла к вводу в действие необходимо:
– осмотреть котел, его топки, пароперегреватель, водяной экономайзер и воздухоподогреватель; проверить чистоту поверхностей нагрева и отсутствие топлива в топке; убедиться
в отсутствии видимых дефектов и посторонних предметов. В случае появления сомнений в
исправности внутренних частей или устройств котла должен производиться внутренний
осмотр;
– убедиться в исправности топочных устройств и отсутствии их повреждений, проверить правильность размещения диффузоров и форсунок относительно фурм (жаровых труб) и
легкость хода диффузоров, шиберов, заслонок;
– осмотреть паропроводы, убедиться в том, что они полностью собраны и покрыты изоляцией;
– осмотреть и при необходимости расходить приводы клапанов арматуры котла и его
трубопроводов; опробовать аварийные приводы из вне котельного отделения;
– произвести наружный осмотр водоуказательных приборов и убедиться в отсутствии
их повреждений; проверить свободный ход клапанов и их приводов;
11
– произвести осмотр контрольно-измерительных приборов, убедиться в отсутствии повреждений манометров и остальных контрольно-измерительных приборов (КИП), в наличии
на них пломб и отметок о сроках проверки (котельные манометры подлежат поверке ежегодно
в признанной РС или Правительством страны, которой принадлежит лаборатория);
– проверить систему автоматического регулирования (управления), аварийную защиту
и сигнализацию.
Подготовка средств автоматизации
В процессе подготовки котла к действию необходимо готовить средства автоматизации, руководствуясь инструкциями по эксплуатации и общими положениями:
1) убедиться в отсутствии повреждений средств автоматизации и их КИП;
2) убедиться в том, что регуляторы и их управляющие устройства находятся в положении «ручное управление», а маховики и рукоятки регуляторов давления пара, питания котла,
соотношения топливо-воздух в положении полного закрытия (для полностью автоматизированных котлоагрегатов указанная проверка не производится);
3) включить питание на ЦПУ, САР и ДАУ, убедиться в возможности их действия, основываясь на указаниях инструкции по эксплуатации;
4) убедиться в исправности средств защиты, световой и звуковой сигнализации путем
включения их в действие (кнопкой, рукояткой);
5) проверить открытие запорных клапанов на импульсных трубопроводах от магистралей котла; открыть клапаны на сливных и напорных линиях всех регуляторов; проверить исправность механизмов и устройств, обеспечивающих подачу рабочей среды;
6) подать рабочую среду и проверить давление в системе; при подготовке котла после
длительного бездействия удалить воздух из трубопроводов и полостей сервомоторов гидравлических систем; проверить плавность хода и отсутствие заеданий поршней сервомоторов и
регулирующих клапанов, по шкале указателей хода убедиться в том, что клапаны полностью
открываются и закрываются;
7) если средства автоматизации готовятся к включению после длительного бездействия, следует предварительно удалить антикоррозионную смазку с наружных частей регуляторов, смазать маслом трущиеся поверхности в рычажных системах и приводах ручного
управления;
8) проверить освещение (нормальное и аварийное) всех КИП и прежде всего водоуказательных приборов.
Если возникла необходимость внутреннего смотра котла, его следует выполнить (в зависимости от конструкции котла), чтобы определить состояние котла:
– пароводяного (водяного) барабана, состояния размещенных в барабане парозаборной
трубы, воронки верхнего продувания, отверстия нижнего продувания, развальцовки «колокольчиков» труб в трубных решетках водотрубного котла, труб водомерных стекол, элементов
регулирования уровня, лазов, смотровых люков и их крышек;
– внешней арматуры барабана (предохранительных и стопорного клапанов, водоуказательных приборов с арматурой, кранов манометровых, продувания, пробных, воздушных и пр.);
– поверхности нагрева в доступных для осмотра местах;
– пароперегревателя, экономайзера, воздухоподогревателя (при наличии в составе
котла);
– топочного устройства с форсунками и воздухонаправляющими устройствами (состояние заслонок и направляющих лопаток);
12
– обмуровки (футеровки), топочных амбразур (фурм) и топочного пространства;
– внешней изоляции котла (съемные щиты обшивки);
– крепления котла к фундаменту (подвижность опор крепления).
Осмотр и подготовка вспомогательных механизмов и систем
Осмотру и опробованию подлежат:
– топливная система (трубопроводы, отстойная и расходная топливные цистерны,
насосы, фильтры, арматура, форсунки, топочные устройства, дистанционные приводы клапанов и выключатели);
– воздушная система (вентилятор, воздуховод, воздушные заслонки);
– газовая система (газоход, задвижки, газоперепуск, компенсаторы, искроуловители);
– питательная система (деаэраторы, теплый ящик, подогреватели, арматура, насосы,
инжекторы);
– паровая система (трубопровод пара от котла до потребителей пара, арматура, узлы
крепления, трубопровод продувания и от предохранительных клапанов);
– дозировочное устройство для ввода реагентов в котел;
– электрооборудование, подлежащее вводу в действие (электроприводы), с замером сопротивления изоляции;
– система автоматического управления, сигнализации и защиты (следует проверить на
отсутствие разрывов в цепях сигнализаторов, срабатывающих по сигналу на замыкание цепи).
Контрольные вопросы
1. Какие основные объекты котельной установки подлежат осмотру при подготовке к
работе?
2. Каков порядок осмотра котла перед вводом в действие после постройки, ремонта или
длительного бездействия?
3. Каков порядок подготовки средств автоматизации котла?
4. Как осматриваются и проверяются вспомогательные механизмы и системы перед
вводом котла в действие?
13
Раздел 2
ЗАПУСК КОТЛА В РАБОТУ
Подготовка питательной системы и заполнение котла водой
Перед заполнением котла водой необходимо:
1) осмотреть трубопроводы питания, убедиться в исправности арматуры поочередным
закрытием и открытием клапанов;
2) проверить действие питательных средств;
3) подготовить к работе насос для заполнения котла водой и дозировочные устройства
для ввода химических реагентов;
4) проверить, закрыты ли все клапаны на котле; паровые клапаны во избежание их зажима при прогревании слегка стронуть на открытие;
5) проверить, открыты ли клапаны к водоуказательным приборам и манометрам;
6) проверить количество и качество воды в цистерне питательной воды;
7) убедиться, что питательные клапаны на экономайзере, между экономайзером и котлом, разобщительный между котлом и пароперегревателем и другие, предусмотренные инструкцией по эксплуатации при заполнении котла водой, открыты.
Если перед заполнением котла водой вскрывались крышки лазов и лючков, то их уплотнительные прокладки следует тщательно осмотреть и, при необходимости заменить.
Котел должен заполняться дистиллятом, пресной водой или конденсатом, по возможности теплым, характеристики которых отвечают установленному для котла водному режиму,
с одновременным вводом химических реагентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации котла. Разность температур воды и стенок котла не должна превышать 30 °С.
При заполнении котла водой должен быть открыт воздушный клапан (при отсутствии –
клапан продувания манометра или клапан к свистку) и клапан продувания выходного коллектора (секции) пароперегревателя.
Пароперегреватели и экономайзеры должны заполняться водой, если инструкция по
эксплуатации не содержит специальных требований.
Допускается при наполнении котла водой пропуски лючковых и лазовых затворов, а
также арматуры устранять обжатием крышек и сальников без осушения котла.
Уровень воды в котле перед разводкой, если отсутствуют специальные указания в инструкции по эксплуатации, должен устанавливаться:
1) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией при наличии не зависящего от
котла питательного средства несколько ниже рабочего, но не ниже наинизшего допустимого
уровня по водоуказательному прибору;
2) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией при отсутствии не зависящего
от котла питательного средства – несколько выше рабочего, но не выше наивысшего допустимого уровня по водоуказательному прибору;
3) для газотрубных котлов, не имеющих устройств для принудительной циркуляции
воды, – на отметке наивысшего допустимого уровня по водоуказательному прибору;
4) для всех других котлов – на отметке «рабочий уровень». Рекомендованный уровень
устанавливается с учетом дифферента судна.
Если котел находился на «мокром» хранении и был заполнен водой с характеристиками, соответствующими требованиям водного режима, то достаточно отключить его от
расширительного бака, спустить часть воды за нижнюю кромку водоуказательного стекла,
14
осушить трубопроводы пара, а затем довести уровень до рекомендованного, опробовав систему питания котла.
Подготовка топливной системы
При подготовке топливной системы к действию необходимо:
1) произвести внешний осмотр расходных и отстойных топливных цистерн, убедиться
в отсутствии подтеков топлива и неисправностей арматуры;
2) спустить отстой, проверить уровень топлива в цистернах и при необходимости пополнить их;
3) осмотреть топливопроводы, фильтры, клапаны, датчики и форсунки, в форсунках со
сменными шайбами установить стояночные распылительные шайбы с соплами равного проходного сечения;
4) проверить форсунки на плотность, ввести в топку и при закрытых паровых и топливных форсуночных клапанах подсоединить их к трубопроводам; по возможности прогреть форсунки паром, одновременно вентилируя топку;
5) проверить срабатывание быстрозапорных клапанов расходных цистерн, в том числе
с помощью дистанционных приводов, проверить работу дистанционного ручного привода к
быстрозапорному топливному клапану топливного блока системы автоматического регулирования горения котла;
6) убедиться в исправности электровоспламенителя. При неисправном электровоспламенителе, если позволяет конструкция топочного устройства, зажигание факела производят
вручную. При ручном зажигании форсунок открытым пламенем должен быть подготовлен
специальный факел;
7) подать пар к системе подогрева топлива и подготовить её к работе;
8) открыть перепускной клапан рециркуляции на трубопроводе топлива у котлов, ввести в действие топливный насос и топливоподогреватель; заполнить систему подогретым топливом и прокачать ее до полного вытеснения воздуха и холодного топлива.
Топливо в зависимости от сорта следует подогревать:
1) в цистернах основного запаса (перед перекачкой из них топлива) – до температуры,
обеспечивающей работу перекачивающего насоса (к примеру, мазут Ф5 до температуры
5–10 оС, мазут 100 до 45–50 оС, а более вязким требуется своя соответствующая температура);
2) в расходных цистернах – до температуры, обеспечивающей паспортное давление,
развиваемое топливным (форсуночным) насосом, но ниже температуры вспышки паров топлива в закрытом тигле не менее чем на 15 °С;
3) поступающее к форсункам – до температуры, обеспечивающей вязкость топлива,
указанную в инструкции по эксплуатации, а при отсутствии указаний –16–26 сСт (3-4 °ВУ),
что легко определяется по номограмме на рис. 8.
По достижении необходимой температуры топлива отрегулировать подачу греющего
пара, не допуская резких изменений температуры.
Контрольные вопросы
1. Какие нужно выполнить действия при подготовке питательной системы котла к работе?
2. Какой уровень воды в котле должен быть при запуске его в работу в зависимости от
конструкции?
3. Как устанавливается уровень воды в котле после «мокрого хранения»?
15
4. Каков порядок подготовки топливной системы к запуску котла?
5. До каких температур следует подогревать топливо в танках запаса? Перед сепаратором? В расходных цистернах? Перед форсунками котла?
Розжиг котла и подъем давления пара
Розжиг котла и подъем давления пара производятся по-разному в зависимости от марки
используемого топлива. При использовании дизельного топлива дополнительные действия по
его подготовке не требуются, и форсунка сразу может быть запущена в работу.
При использовании двухтопливных топочных устройств розжиг котла осуществляется
на дизельном топливе с переходом форсунки на мазут после достаточного его подогрева до
заданной по вязкости температуры согласно инструкции.
При использовании только мазута розжиг котла может быть выполнен только после
подогрева топлива до заданной температуры. При этом используется в пароподогревателе пар
второго котла или электроподогреватель.
Разводка и подъем пара в полностью автоматизированных котельных агрегатах должны
осуществляться автоматически (согласно установленной программе). При этом органы управления работой котла должны быть установлены в положение «Автоматическая работа».
Разводка и подъем пара в котле, автоматический пуск которого не предусмотрен,
должны производиться с учетом требований инструкции по эксплуатации конкретного типа
котла, основными требованиями которой являются:
– все автоматические регуляторы котельной установки должны быть установлены в положение «Ручное управление» (запорные клапаны регуляторов питания, давления пара, давления воздуха и температуры топлива полностью закрывают);
– все защитные и блокировочные устройства, не препятствующие пуску котла, должны
быть включены (в том числе защита по уровню воды в котле);
– с момента розжига форсунки должен быть установлен контроль за уровнем воды в
котле и функционированием топливной системы (постоянная вахта у котла).
Перед зажиганием форсунок топки должны быть осмотрены, и в случае наличия скопившегося топлива последнее должно быть удалено; топку необходимо обязательно провентилировать в течение не менее трех минут, открыв заслонки воздухонаправляющих устройств
топочного фронта и включив котельные вентиляторы.
Зажигание первой форсунки производится электровоспламенителем. Последующие
форсунки могут зажигаться от первой.
Зажигание форсунки вручную осуществляется с учетом общих правил:
– зажигание форсунки производится запальным электрическим устройством или ручным запальным устройством с открытым источником пламени (факелом):
– при зажигании форсунки открытым источником пламени вручную длина железного
прутка запального устройства должна быть не менее одного метра с отбойным диском у рукоятки. Для гашения запального устройства после зажигания форсунки используется футляр в
виде стальной глухой трубы. Как правило, факел наматывается из асбестового шнура и смачивается в дизельном топливе в футляре;
– при зажигании форсунок факелом вначале к форсунке следует подвести факел, а затем открыть топливный клапан. Во время зажигания первой форсунки давление воздуха рекомендуется уменьшить. Котельный машинист во избежание ожога при выбросе пламени из
топки должен находиться рядом с клапаном подачи топлива в стороне от отверстия, в которое
вводится факел.
16
В конструкциях современных котлов не всегда предусмотрены специальные отверстия
для розжига котла факелом с открытым пламенем, и в инструкциях по эксплуатации котла
такой способ розжига не предусмотрен. Поэтому в случае крайней необходимости можно воспользоваться отверстием для датчика сигнала защиты по факелу или окнами наблюдения за
горением (контрольной «гляделкой»).
Если зажигания форсунки не произошло, необходимо немедленно закрыть топливный
клапан, обеспечить циркуляцию топлива, контролируя поддержание требуемой температуры;
провентилировать топку в течение не менее трех минут, после чего снова зажечь форсунку от
факела. Категорически запрещается зажигать форсунку от раскаленной кирпичной кладки.
При разводке огня и подъеме пара температура и давление топлива, число, порядок
включения и периодичность горения форсунок должны устанавливаться строго в соответствии с инструкцией по эксплуатации. При отсутствии инструкций зажигание форсунок
должно производиться в водотрубных котлах – последовательно, в соответствии с нумерацией
горелок; в газотрубных или газоводотрубных котлах с тремя или четырьмя топками – одновременно в двух крайних или в нижних топках; в двухтопочных котлах – в обеих топках одновременно.
При разводке огня необходимо тщательно следить за работой форсунок, не допуская
подтекания топлива.
Подъем пара в котле следует производить по возможности медленно. Минимальная
продолжительность подъема пара с момента зажигания огня в топке и до получения рабочего
давления пара в котле не должна быть меньше указанной в инструкции по эксплуатации.
Обо всех случаях ускоренного подъема пара надлежит сделать запись в машинном
журнале.
Во время подъема пара необходимо производить осмотр котла с целью обнаружения
пропусков воды и пара. Обжатие крышек лазов, лючков, фланцев разрешается производить
специальным инструментом в присутствии механика, в заведовании которого находится котел, при давлении пара не более 0,5 МПа (5 кгс/см2) без ударов или применения дополнительных рычагов. В случае неустойчивой работы форсунок следует прекратить розжиг и устранить
неполадки.
При подъеме пара в котле необходимо последовательно производить операции:
1) при появлении непрерывной струи пара из воздушного клапана закрыть его; полностью закрыть паровые клапаны на котле, за исключением клапанов, обеспечивающих проток
пара через пароперегреватель;
2) в течение всего периода подъема пара следить за показаниями манометров, за уровнем воды в котле, продувать пароперегреватели согласно инструкции по эксплуатации;
3) при достижении давления, указанного в инструкции по эксплуатации (а при отсутствии указания – при достижении половины рабочего давления пара), подрывом вручную проверить действие предохранительных клапанов и надежную их посадку при закрытии. Если
предохранительные клапаны не действуют, огонь в топках должен быть потушен, давление в
котле снижено до атмосферного, после чего клапаны вскрыты для устранения дефектов;
4) котел сообщить с паропроводом на вспомогательные механизмы при открытом продувании пароперегревателя и паропровода;
5) при необходимости опробовать в действии вспомогательные механизмы по достижении паром давления, достаточного для их пуска. При наличии расхода пара из котла запустить питательный насос или инжектор, подавая воду в котел через водоподогреватель и регулируя питание вручную.
17
Подъем пара считается законченным по достижении в котле рабочего давления. При
этом регулятор питания следует включить в работу на автоматическом режиме.
При включении средств автоматизации в случае неустойчивой работы необходимо удалить воздух из импульсных трубопроводов и полостей или устройств, заполняемых конденсатом, и пополнить убыль конденсата. У регуляторов уровня после продувания импульсных трубопроводов до включения в работу необходима выдержка для самозаполнения их конденсатом.
Продолжительность подъема давления пара должна быть выдержана в соответствии с
требованиями инструкции по эксплуатации котла. Ускоренный подъем давления пара запрещается, поскольку это может привести к неравномерному прогреву металла котла с последующим возникновением термических напряжений в некоторых узлах его элементов.
Особенно ускоренный подъем давления пара опасен для газотрубных котлов вследствие неорганизованной циркуляции воды и пароводяной смеси. При этом могут появиться
ослабления вальцованных соединений, их течь и образование трещин в металле котла.
Включение котла в работу
Включение котла в работу на внешние потребители должно производиться только с
разрешения главного (старшего) механика и после опробования резервных питательных
средств и топливных насосов. Перед включением котла уровень воды в нем не должен превышать рабочий.
При сообщении котла с холодной магистралью необходимо прогревать её не менее 15 мин.
(в зависимости от длины паропровода), открыв продувание паропровода и приоткрыв разобщительный клапан.
При прогревании главного паропровода следует вести непрерывное наблюдение за его
компенсаторами, опорами и подвесками. При возникновении вибраций или ударов необходимо приостановить прогревание до устранения дефектов.
После окончания прогревания главного паропровода необходимо осмотреть его и убедиться в нормальном расширении и отсутствии пропусков пара. Затем осмотреть магистраль,
убедиться в отсутствии пропусков пара. При отсутствии расхода пара охлаждение пароперегревателя производить продуванием коллектора перегретого пара.
Перед увеличением нагрузки котла необходимо в форсунках со сменными шайбами
сменить стояночные распылительные шайбы на основные.
При подключении котла в параллельную работу с действующими котлами необходимо
стронуть разобщительный клапан, по истечении пяти минут слегка приоткрыть его, затем в
течение 5–10 мин. медленно и осторожно открыть на нужную величину. Давление в подключаемом котле должно быть таким же или на 0,05–0,1 МПа (0,5–1,0 кгс/см2) больше, чем в паропроводе.
Включение главного котла в параллельную работу на ходовом режиме должно производиться при открытых клапанах продувания главного паропровода и его арматуры и сниженной нагрузке главного двигателя вплоть до самого малого хода.
После включения котла в работу должны быть включены все системы автоматического
и дистанционного управления котлом, а также все устройства сигнализации и защиты, для
чего необходимо:
– при установившемся режиме котельной установки перевести регулирующие устройства с ручного на автоматическое управление в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации, соблюдая последовательность включения регуляторов и требования по устранению
18
завоздушивания импульсных трубопроводов и самонаполнению конденсатом регуляторов
уровня;
– установить заданные значения регулируемых параметров при помощи ручного или
дистанционного управления регулирующими устройствами;
– проверить поддержание регуляторами заданных значений параметров. Недопустимые отклонения устранить воздействием на задающие устройства соответствующих регуляторов;
– проверить работу вспомогательных механизмов, обслуживающих средства автоматизации.
Время включения котла в работу и давление в нем заносятся в машинный (котельный)
журнал.
Контрольные вопросы
1. Какой процесс розжига котла в зависимости от жидкого топлива? (лёгкое, тяжёлое).
2. Каков порядок разводки (розжига) котла, автоматический пуск которого не предусмотрен?
3. Каков порядок зажигания форсунки вручную?
4. Какие действия необходимо произвести во время подъёма пара в котле?
5. Какие операции необходимо произвести до подключения котла к потребителям?
6. Как осуществляется подключение котла в параллельную работу?
7. Какие действия необходимо выполнить после включения котла в работу?
19
Раздел 3
ОБСЛУЖИВАНИЕ КОТЛА В РАБОТЕ
Общие указания
Обслуживающий персонал должен руководствоваться конкретными указаниями по
особенностям эксплуатации данного котла с целью обеспечения:
– требуемой паропроизводительности при установленном рабочем давлении;
– экономичной работы котла;
– надежной и безопасной работы котла и обслуживающего его оборудования.
Необходимая паропроизводительность котла поддерживается за счет количества подаваемых топлива и воздуха в топку. Количественное регулирование подаваемого топлива зависит от типа распыливания (форсунка пневматическая, механическая, паромеханическая, ротационная), а регулирование подачи воздуха – от конструкции топочного устройства (воздухонаправляющих шиберов, регистров).
Экономичность работы котла зависит от полноты сгорания топлива, коэффициента избытка воздуха и чистоты поверхности теплообмена с газовой и водяной сторон.
С этой целью обслуживающий персонал должен:
– обеспечить необходимый подогрев и давление топлива для его качественного распыливания;
– отрегулировать соотношение топливо-воздух для бездымного горения;
– исключить касание светящимся факелом кирпичной кладки топки и испарительных
труб;
– максимально использовать конденсат для приготовления питательной воды;
– соблюдать рациональный режим водоподготовки и продувки котла.
Объектами контроля за состоянием работающего котла являются:
– положение уровня воды;
– процесс горения в топке;
– соблюдение водного режима;
– исправное состояние арматуры и гарнитуры котла, систем, контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации.
Для своевременного выявления неисправностей необходимо систематически производить осмотр:
– топочного устройства;
– футеровки топки;
– видимых поверхностей нагрева;
– газовоздушного тракта;
– арматуры и гарнитуры котла.
Обо всех выявленных неисправностях должен быть поставлен в известность главный
(старший) механик для принятия мер по их устранению.
При работе котла обслуживающий персонал обязан:
– вести наблюдение за показаниями контрольно-измерительных приборов;
– контролировать давление пара в котле не менее чем двумя исправными манометрами
с клеймами о поверке;
– не реже одного раза в сутки проверять исправность рабочих манометров по контрольному манометру;
20
– содержать штатные и резервные топливные и питательные насосы в готовности к
работе;
– перейти на ручное управление, если не обеспечивается устойчивая работа на автоматическом режиме;
– содержать противопожарные устройства в готовности к немедленному действию;
– контролировать водный режим котла;
– записывать в машинный журнал показания приборов контроля, сведения о выполненных операциях по обслуживанию (ввод присадок, продувание и пр.), а также замечания по
техническому состоянию оборудования котельного отделения.
Дальнейшая эксплуатация котла запрещается при неисправности:
– хотя бы одного котельного манометра, предохранительного клапана, водоуказательного прибора, питательного средства;
– стопорного и быстрозапорного топливного клапанов дистанционных приводов;
– системы продувания, питания, подачи топлива и воздуха;
– аварийной защиты и сигнализации.
Паровой котел должен быть выведен из эксплуатации, если обнаружено:
– разрушение обмуровки защищаемых частей пароводяных и водяных коллекторов (барабанов), футеровки камер или стен топки котла;
– появление течи в вальцованных соединениях труб или их провисание вследствие перегрева;
– появление трещин в главном паропроводе, деформаций жаровой трубы, трубных досок или топки;
– появление неисправностей в механизмах, аппаратах, трубопроводах, арматуре, которые угрожают безопасной эксплуатации котельной установки.
Управление питанием котла
Управление питанием котла заключается в поддержании рабочего уровня воды в котле на
всех режимах его работы путем бесперебойной подачи питательной воды требуемого качества.
Для предупреждения срыва питания котла необходимо содержать в постоянной исправности регуляторы питания, питательные клапаны, питательные насосы, водоуказательные
приборы путем выполнения работ по их техническому обслуживанию согласно требованиям
соответствующих инструкций.
При обнаружении нарушений в работе системы автоматического регулирования необходимо немедленно переходить на ручное управление питанием.
При выходе из строя питательного насоса следует немедленно переходить на резервный насос и принять меры к восстановлению отказавшего.
Иногда газотрубные котлы, давление в которых не превышает 2 МПа, оборудуют стеклянными водомерными трубками (рис. 2), а в основном устанавливают плоские мерительные
стекла (рис. 3) одним из способов:
а) подключают непосредственно к котлу;
б) подключают к изогнутой трубе большого диаметра, один конец которой соединяют
с паровым пространством котла, а другой – с водяным;
в) подключают к полой колонке, концы которой трубами соединяют с кранами в верхней и нижней частях котла;
г) подключают к колонке, центральная часть которой выполнена сплошной.
21
Концы колонки трубами соединяют с кранами в верхней и нижней частях котла.
Проверка водоуказателей. Способ контроля правильности работы водоуказателя
зависит от способа установки его на котле. В случае установки водоуказателя по схемам а и
б (рис. 1) вначале закрытием обоих кранов водоуказателя и открытием спускного крана
проверяют их исправность. Если они «держат», то продувания не произойдёт. Открывая
верхние и нижние краны, поочерёдно проверяют состояние труб подвода пара и воды. Если
краны управляются одной тягой одновременно, то достаточно открыть кран продувания на
некоторое время и вода из стекла уйдёт. Потом кран продувания следует закрыть, и уровень
воды должен восстановиться. Целесообразно использовать эффект преломления световых
лучей. Для этого за водоуказателем устанавливают пластину с наклонными черными и
белыми полосами. В том месте, где трубка заполнена водой, полосы через стекло будут
видны с наклоном в противоположную сторону, если трубка пуста, искажения наклона полос
не будет.
Рис. 1. Водоуказатели цилиндрических котлов
Рис. 2. Водоуказатель с цилиндрическим водомерным стеклом:
1 – запорный кран; 2 – канавка для набивки; 3 – нажимная гайка сальника; 4 – пробка для прочистки;
5 – кран продувания
22
Переборка арматуры. Арматуру водоуказательных приборов следует перебирать по
крайней мере при каждом освидетельствовании котла, причём особое внимание уделяют проверке чистоты каналов для воды и пара в кранах, трубках и колонках, если они имеются. При
установке рукояток кранов необходимо следить за тем, чтобы в нормальном рабочем положении, когда паровой и водяной краны открыты, а спускной кран закрыт, они были направлены
вертикально вниз (см. рис. 1). В этом случае исключается самопроизвольное закрытие кранов
из-за вибрации. Если вместо кранов установлены клапаны, они должны быть снабжены указателями положения «открыто», «закрыто».
Рис. 3. Водоуказатель с плоскими стёклами:
1 – прокладка; 2 – слой слюды; 3 – плоское стекло; 4 – прижимная планка; 5 – стяжные болты
На современных водотрубных котлах часто применяют двухцветные водоуказатели
(рис. 4), действие которых основано на различной преломляющей способности пара и воды.
Между подсвечивающими лампами и стеклом водоуказателя установлены вертикальные светофильтры двух цветов, причём один фильтр установлен напротив стекла, а другой
несколько смещён. Свет, проходя через светофильтр, установленный напротив водомерного
23
стекла, проходит, не отклоняясь, через часть его, содержащую пар, и преломляется в части, содержащей воду. Свет, проходящий через установленный со смещением светофильтр другого
цвета, преломляется и будет виден в водяном пространстве, оставаясь невидимым в паровом.
На котлы высокого давления свыше 6 МПа устанавливаются двухцветные водоуказатели, в которых стёкол нет, а вместо них ставятся пластинки из слюды (толщина – 1÷1,5 мм).
Рис. 4. Ход лучей в двухцветном водоуказателе:
а), б) на высоте парового и водяного пространств соответственно
Иногда в установках с водотрубными котлами используют дистанционные указатели
уровня, весьма полезные в аварийных случаях. Такие водоуказатели, устанавливаемые на
большом расстоянии от поста управления главного двигателя, часто применяют также в цилиндрических котлах на теплоходах.
Дистанционные водоуказатели являются дополнительными к водоуказателям, устанавливаемым по требованиям классификационных обществ.
Дистанционный водоуказатель Игема (рис. 5) позволяет контролировать уровень воды
в высоко расположенном паровом коллекторе котла. В водоуказателе уровень воды представлен столбом жидкости красного цвета, подсвеченным сзади.
Рис. 5. Дистанционный водоуказатель Игема:
1 – конденсационный сосуд; 2 – коллектор котла
Устройство представляет собой U-образную трубу, нижняя часть которой заполнена
специальной индикаторной жидкостью красного цвета. Один конец трубы соединён с водяным пространством парового коллектора котла, поэтому уровень воды в нем точно соответствует уровню воды в котле. Второй конец трубы подключён к паровому пространству котла
через конденсационный сосуд, который постоянно заполнен водой. Индикаторная жидкость
нерастворима в воде, ее плотность превышает плотность воды.
24
Большим достоинством водоуказателя этого типа является то, что благодаря применению окрашенной жидкости можно чётко определить уровень воды (или ее отсутствие), что не
всегда легко сделать при использовании только воды даже в стекле Клингера, где специально
сделаны желобки-отражатели, сверкающие, как зеркала, в паровой части стекла.
Другим устройством дистанционного измерения уровня воды является водоуказатель
Ярвэй (рис. 6). Как и водоуказатель Игема, он с помощью одной трубки соединён с конденсационным сосудом, а с помощью другой – с водяным пространством пароводяного коллектора
котла. Концы трубок подведены к разным сторонам вертикальной диафрагмы, деформация
которой (вследствие изменения уровня воды в котле) преобразуется во вращательное движение стрелки, показывающей значение уровня на вертикальной шкале.
Рис. 6. Дистанционный водоуказатель Ярвэй:
а – схема подключения; б – принципиальная схема; 1 – водоуказатель; 2 – коллектор котла;
3 – конденсационный сосуд; 4, 5 – линии постоянного и переменного гидростатического напора;
6 – соединительные трубы; 7 – указатель; 8 – постоянный магнит, перемещаемый диафрагмой;
9 – подшипник; 10 – стальная спираль; 11 – шкала; 12 – стрелка указателя;
13 – противовес
При осушенной системе дистанционного указателя в момент наполнения котла нужно
открыть кран или клапан на перемычке, сообщающей обе ветви подвода воды к указателю
(если эта перемычка есть), а после заполнения котла перемычку закрыть и налить воды в конденсационный сосуд через предусмотренную для этой цели пробку.
При выходе из строя водоуказательной колонки необходимо заменить ее комплектной
запасной. При этом другой (исправный) водоуказательный прибор должен находиться под
усиленным контролем и продуваться не реже чем через каждые 10 мин.
Неисправный прибор следует отремонтировать в возможно короткий срок.
При работе котла уровень воды следует поддерживать у отметки рабочего (среднего)
уровня водоуказательного прибора. Для проверки правильности показаний уровня воды в котле
необходимо не реже двух раз за вахту производить продувку водоуказательных приборов.
1. При исправном водоуказательном приборе уровень воды в нем постоянно колеблется, особенно при позиционном регулировании питания.
2. Если уровень воды стоит неподвижно или поднялся выше верхней отметки на смотровой рамке водоуказательного прибора, прибор необходимо немедленно продуть.
3. Если в водомерном стекле замечены резкие колебания уровня по всей его высоте –
это признак вскипания (набухания, вспенивания) воды по причине ее чрезмерной солености
или загрязнения. Для снижения загрязнений на поверхности раздела сред в котле следует воспользоваться верхним продуванием котла.
25
При выходе из строя обоих водоуказательных приборов котел должен быть выведен из
эксплуатации: горение прекратить, отключить систему автоматического регулирования, прекратить питание, закрыть главный стопорный клапан, принять меры по предупреждению
быстрого и неравномерного охлаждения котла.
Котлы, имеющие один водоуказательный прибор, при его выходе из строя должны быть
выведены из эксплуатации. Если котлоагрегат полностью автоматизирован, т.е. имеет защиту
по уровню воды, допускается производить замену водоуказательного прибора без вывода
котла из действия. Запасной водоуказательный прибор должен всегда находиться в собранном
виде и быть готов к немедленной установке.
Водопробные краны, установленные на наивысшем и наинизшем уровнях воды в котле,
не могут служить в качестве прибора контроля уровня воды в котле при выходе из строя одного водоуказательного прибора, однако они могут быть использованы для проверки при
уходе воды из водоуказательного прибора, так как, как правило, расположены ниже водоуказательного прибора.
При вскипании воды в котле (набухании водяного объёма) необходимо:
– немедленно снизить нагрузку котла (прекратить горение в топке);
– прикрыть главный стопорный клапан до прекращения вскипания воды в котле;
– продуть котел верхним и нижним продуванием;
– взять пробу для анализа котловой воды и решения вопроса о достаточности дополнительных продувок для нормализации воды или произведения ее полной смены.
Если вскипание воды в котле произошло по причине попадания в котел мазута (его появление будет заметно в водоуказательных колонках), котел необходимо вывести из действия
для последующей очистки. Одновременно необходимо принять меры по устранению нарушений плотности в подогревателях мазута, проверить исправность фильтров тёплого ящика.
Если по каким-либо причинам уровень воды в котле упадет ниже допустимого по указателю на рамке водомерного прибора, необходимо руководствоваться указаниями раздела
«Меры предосторожности при упуске воды из котла».
Практическое правило: если показание уровня воды по водомерному прибору вызывает
сомнение – временно прекратите горение.
Управление горением топлива
Для эффективного сжигания топлива необходимо:
– поддерживать топочное устройство в хорошем техническом состоянии в соответствии с инструкцией по эксплуатации котла;
– использовать только штатные распылители, не имеющие явных дефектов, подвергать
форсунки проверке и тарировке на стенде;
– своевременно устранять возможные неисправности воздухонаправляющих устройств,
топочных фурм и пр.;
– обеспечить поддержание необходимого давления и температуры топлива и распыливающего пара перед форсунками, а также сохранение параметров воздуха перед воздухонаправляющим устройством;
– при наличии двух или более форсунок у неработающей форсунки воздуха направляющие устройства должны быть закрыты.
Контроль за процессом горения должен осуществляться систематически путем наблюдения за факелом, за дымностью уходящих продуктов сгорания (в дымовом перископе или за
26
выходящим из трубы дымом), по виду которых можно определить качество горения и основные причины его нарушений.
Контроль качества горения должен производиться по цвету пламени в топке и цвету
газов на срезе дымовой трубы, а в главных котлах – и по анализам газов.
Пламя в топке должно быть прозрачным, а его цвет – соломенно-желтым или яркооранжевым. Через пламя должны четко просматриваться швы кладки, экранные трубы или
другие детали.
Чёрные полосы в факеле, дым в топке возникают из-за недостатка воздуха и неудовлетворительного распыливания топлива, вызванного низкой температурой топлива, из-за низкого давления топлива перед форсунками, вследствие засорения топливных или паровых каналов (конденсатом в паромеханических форсунках), неправильной установки воздухонаправляющих устройств, форсунок и диффузоров, пропусков и подтекания топлива из-за неправильной сборки форсунок.
Общее потемнение пламени и выбрасывание его из топки происходят из-за загрязнения
поверхностей нагрева котла и экономайзера.
Цвет газов на выходе из дымовой трубы должен быть слабозаметным светло-серым
или светло-коричневым.
Чёрный дым на выходе из трубы появляется по причине недостатка воздуха или неудовлетворительного распыливания топлива.
Белый дым на выходе из трубы возникает из-за попадания воды в топливо или перегрева топлива.
При работе на мазуте требуется повышенное внимание к его подогреву до температуры, необходимой для качественного распыливания и смесеобразования, о чём говорилось в
разделе «Подготовка топливной системы».
Факел форсунки не должен достигать футеровки топки и поверхностей нагрева.
Наиболее экономичный процесс сгорания топлива достигается при минимальном коэффициенте избытка воздуха, близком к стехиометрическому, равному 1. Однако по условиям
регулирования подачи топлива и воздуха это соотношение должно быть около 1,05. Фактическое значение коэффициента воздуха, указанное в документации на котел, существенно
больше, и чем больше коэффициент избытка воздуха, тем менее совершенным является топочное устройство и менее экономична работа котла.
В период работы котла необходимо проверять состояние топливных фильтров по перепаду давления. Наличие воды в топливе устраняется отстоем в расходной цистерне и сливом,
если плотность топлива и воды различны. При высокой плотности мазута, близкой к плотности воды, должно быть обеспечено сжигание топлива в виде водотопливной эмульсии, для
чего система подготовки топлива должна быть оборудована диспергаторами, или гидродинамическими смесителями.
Горение и питание следует немедленно прекратить и вывести котел из действия при
обнаружении:
– прорыва пара в топочное пространство через свищ, сопровождаемый характерным
шумом;
– перегрева водогрейных труб с характерным провисанием или появлением течи в местах вальцовки;
– местного перегрева жаровой трубы или ее заметной деформации в месте перегрева;
– разрушения отдельных участков футеровки топки или топочной фурмы.
27
В этих случаях следует поставить в известность главного (старшего) механика и действовать по его указаниям.
Контрольные вопросы
1. Какие действия должен выполнить обслуживающий персонал для обеспечения требуемой паропроизводительности, экономной, надёжной и безопасной работы котла?
2. Перечислите объекты контроля за состоянием работающего котла.
3. Какие действия должен выполнить обслуживающий персонал для своевременного
выявления неисправности котла?
4. Когда запрещается дальнейшая эксплуатация котла?
5. По каким причинам котёл должен быть выведен из эксплуатации?
6. Как проверить состояние водоуказателей?
7. Какие действия предпринимаются при выходе из строя одного водоуказателя?
8. Какие действия предпринимаются при выходе из строя двух водоуказателей?
9. Какие действия предпринимаются при вскипании (набухании) воды в котле?
10. Какие действия предпринять при упуске воды ниже допустимого уровня?
11. Как обеспечивается эффективное сжигание топлива?
12. Как осуществляется контроль за процессом горения топлива?
13. Когда необходимо экстренно прекратить горение и питание действующего котла?
Водный режим котла
Для предупреждения в процессе эксплуатации котла явлений накипеобразования, коррозии металла со стороны пароводяного пространства и уноса из котла влаги и солей необходимо строго соблюдать водные режимы, устанавливаемые инструкциями завода-изготовителя
и судовладельца. При отсутствии указаний по водному режиму следует руководствоваться режимами, приведенными в табл. 3.
Соблюдение норм водного режима на каждом судне должно регулярно контролироваться при помощи штатных приборов и путем периодических анализов средствами судовой
лаборатории водоконтроля. В случае отсутствия норм водного режима для котлов низкого давления можно воспользоваться нормами, приведенными в табл. 1.
Таблица 1
Рекомендуемые рабочие нормы качества питательных
и котловых вод судовых паровых котлов с Рраб. до 2 МПа
Наименование
воды
Питательная вода
Показатель качества
Общая жесткость
Содержание масла
Кислород
Конденсат
Дистиллят или химически обработанная
вода
Хлориды
Пресная вода
Общая жесткость
Котловая вода
Общее солесодержание
Хлориды
Щелочное число
по NaOH
Тип котла давлением до 2 МПа
газотрубные
водотрубные
Не более 0,5
Не более 0,3
мг·экв/л
мг·экв/л
Не более 3 мг/л
Не более 3 мг/л
Не более 0,1 мг/л
Не более 0,1 мг/л
Не более 50 мг/л
Не более 10 мг/л
Общая жесткость
–
Не более 0,05
мг·экв/л
Не более 8
мг-экв/л
Не более 5
мг·экв/л
Не более 13 г/л
Не более 3 мг/л
Менее 8 г/л
Менее 1,2 г/л
28
Фосфатное число по РО4 150–200 мг/л
Нитратное число по
NaNO3
10–30 мг/л
Жесткость остаточная
75–100 мг/л
Менее 0,4
мг·экв/л
150–200 мг/л
10–30 мг/л
75–100 мг/л
Менее 0,2
мг·экв/л
Объем, периодичность и методика оперативного контроля устанавливаются судовладельцем. При отсутствии указаний судовладельца следует пользоваться данными, представленными в табл. 2.
Таблица 2
Рекомендуемый объем контроля качества питательной и котловой воды
Тип котла
и контролируемый показатель
Вода для котлов во всех цистернах Хлориды
Дистиллят и химически обрабоХлориды, общая жесткость
танная вода
Конденсат главных и вспомогаХлориды, масло
тельных конденсаторов
и нефтепродукты
Питательная вода для газотрубОбщая жесткость, мг/л,
ных котлов
хлориды, масло, мг/л
1 раз в сутки
Определять в процессе
приготовления воды
1 раз в сутки и постоянный
визуальный контроль
≤ 0,5
хлор ≤ 50,0; масло ≤ 5,0
Питательная вода для газоводотрубных и водотрубных котлов
с давлением до 2 МПа
≤ 0,3
≤ 15
≤3
Наименование воды
Общая жесткость, хлориды,
масло, мг/л
Примечания
Щелочное число150–200
Котловая вода для котлов, работахлориды: газотрубный
ющих на фосфатно-щелочном
– 3000, водотрубный и
режиме
комбинированный – 1200
Проверку остаточной жесткости производить не реже 1
раза в 2-3 суток
Котловая вода для котлов, работаГазотрубный: общая
ющих на фосфатно-щелочном
жесткость 0,5 мг·экв/л
с нитратной пассивацией режиме
1 раз в сутки
Щелочное число 15, хлоКотловая вода для котлов, работа- риды1200, фосфатное число
ющих на фосфатно-нитратном ре- 30–60…≤ 90 мг/л, нитратное
жиме до 2 МПа
число – 50% щелочного числа.
Щелочное число 10; хлориды
1 раз в сутки
2,0–4,0
500.
Фосфатное (число) 20–40…≤ 60;
нитратное число – 50% щелочного числа.
4,0–6,0
Щелочное число 5; хлориды
270; фосфатное число 10–35…
≤ 50; нитратное число – 50%
щелочного числа
Котловая вода для котлов,
работающих на фосфатном
режиме (6–9 МПа)
Щелочное число 3, хлориды 30,
фосфатное число 10–20 …≤ 30; То же
нитратное число – нет
Результаты анализов котловой и питательной воды должны быть отражены в машинном журнале.
29
Эти записи необходимо представлять инспектору Регистра при внутреннем освидетельствовании им котла.
Особенно это важно для котлов, введённых в систему “Boiler Monitoring System”
(BMS), когда внутреннее освидетельствование котла производит старший механик без присутствия инспектора Регистра.
На судах с дополнительным знаком BMS (Boiler Monitoring System) в символе класса,
на которых для вспомогательных котлов на жидком топливе и утилизационных с рабочим давлением не более 2 МПа реализована система мониторинга котельной установки, должна быть
разработана судовая Инструкция по мониторингу качества и обработки котловой воды. В ней
должны быть учтены требования инструкций предприятия – изготовителя котла, типовых инструкций и отраслевых стандартов.
1) инструкция по мониторингу качества котловой воды должна содержать:
2) технические данные и краткое описание технологии водоподготовки и применяемого
оборудования;
3) график, объём и методы контроля качества воды;
4) перечень и схему точек отбора проб;
5) нормы качества добавочной, питательной, котловой воды и конденсата;
6) перечень реактивов, необходимых для обработки воды и судовой водной лаборатории;
7) информацию по регенерации фильтров (если применимо);
8) рекомендации по консервации котлов в период их нахождения в нерабочем состоянии.
В случае BMS ежегодно должны проводиться анализ и корректировка водного режима
котла!
Во всех случаях отклонения от установленных норм качества котловой воды должен
немедленно корректироваться её состав.
Способами осуществления и регулирования водного режима паровых котлов являются:
– докотловая обработка питательной и добавочной воды;
– обеспечение высокого качества и максимального возврата конденсата;
– внутрикотловая химическая обработка воды;
– верхнее и нижнее продувание котла.
На судне может быть принят иной, чем химическая обработка, способ, обеспечивающий качество воды в случае, если обоснована его эквивалентность.
Докотловая обработка воды
Докотловая обработка питательной воды предусматривает:
– очистку ее от масла и механических примесей;
– удаление кислорода (деаэрация);
– удаление солей (умягчение, термическое обессоливание) и накипи (магнитная обработка).
Очистка конденсата от масла и механических примесей особенно важна на судах, имеющих поршневые паровые насосы, судах использующих пар для подогрева топлива и нефтяных грузов с прямым возвратом конденсата пара в котел. В качестве приборов очистки используются теплый ящик, заполненный фильтрующими элементами (кокс (доменный или литейный), губка люфа, манила, сизаль, махровая ткань, пенополиуретан (поролон), уголь активированный), фильтры с перечисленной набивкой.
В фильтрах вода очищается от механических примесей, снижается содержание масла до
установленной нормы; с применением коалесцирующих элементов степень очистки повышается.
30
Удаление кислорода из питательной воды для котлов с давлением до 2 МПа достигается в теплом
ящике за счет подогрева до 80о С, так как растворимость кислорода, углекислого газа и воздуха
при нагреве воды падает и при 100 о С считается равной 0,05 мг/л.; для котлов с рабочим давлением 2 МПа и выше применяется закрытая система питания, принцип которой основан на
«нулевой» растворимости кислорода в кипящей воде. В этой системе применяются вакуумные
и безвакуумные деаэраторы, которые одновременно являются подогревателями питательной
воды. Как правило, для забора деаэрированной воды насос ставят на 8–10 м ниже деаэратора,
чтобы вода не вскипала в насосе.
Полное удаление из воды растворенных газов может быть обеспечено химическим методом с помощью сульфита натрия (Na2SO3) или гидразина (H2N∙NH2). Наибольшее распространение получил метод ввода в питательную воду гидразина (H2N∙NH2) после деаэратора.
При этом происходит реакция:
N2H4 + O2 = 2H2O + N2.
Расход гидразина составляет около 0,1–0,2 грамма на одну тонну деаэрированной питательной воды. Избыточная концентрация его в котловой воде должна находиться в пределах
0,02–0,03 мг/л. Гидразин токсичен и очень опасен, поэтому обращаться с ним надо предельно
осторожно. Для ввода гидразина в обрабатываемую воду применяют специальные герметичные устройства, обеспечивающие непрерывную подачу его в трубопровод питательной воды
непосредственно после деаэратора, но лучше пользоваться сульфитом натрия.
При нейтрализации кислорода в питательной воде сульфитом натрия происходит реакция 2Na2SO3 + O2 = 2Na2SO4, после чего соль, растворенная в котловой воде, удаляется продуванием. Количество сульфита (грамм) определяется по содержанию кислорода в питательной
воде по формуле:
GNa2SO3 = 7,875GO2,
где
GO2 – суточное поступление кислорода в питательной воде (г/сутки), определенное по
формуле:
где
GO2 = 24Dном×bк,
Dном – производительность котла, т/ч;
bк – концентрация кислорода в питательной воде, мг/кг (≈ мг/л);
bк определяется талиевым кислородомером марки АК-П, кислородомером АК-298 либо
по графику в зависимости от температуры питательной воды (рис. 7).
Для удаления кислорода и газов также применяются препараты иностранного производства, такие как «Амерзин», «Амероид SLCCA», «Перолин OS-237», «Перолин OS-238»,
«Гамалокс», “Oxygen Control”.
Умягчение питательной воды применяется для паровых котлов низкого давления путем пропускания ее через натрийкатионовый фильтр. Сущность катионирования заключается
в замене накипеобразующих ионов Ca2+ и Mg2+ катионами натрия Na+. В результате реакции
в котел поступает вода, лишенная накипеобразующих солей, так как соли натрия, имея высокий коэффициент растворимости, не являются источником образования накипи и шлама в паровых котлах. После истощения фильтра производится его регенерация (восстановление) морской забортной водой (или раствором поваренной соли).
Фильтрующим веществом является катионит КУ-2-8, выпускаемый по ГОСТ 20298-74.
Это сферические зерно от желтого до коричневого цветов размером от 0,315 до 1,25 мм. Катионит КУ-2-8 нерастворим в воде, растворах минеральных кислот, щелочей и органических
31
растворителях. Реактивом является поваренная соль, 5 %-ный раствор которой приготавливают в металлической таре, заливают в фильтр с катионитом, выдерживают в течение одного
часа для набухания содержимого, а затем прокачивают из расчета: через 50 кг катионита одну
тонну раствора соли.
Рис. 7. Количество (мг/л) растворенного воздуха bв, кислорода bк и углекислоты bу
в зависимости от температуры воды при атмосферном давлении:
Рв, Рп и Ру – парциальные давления (ата) воздуха, пара и углекислоты над уровнем воды
в теплом ящике
Термический метод обработки используется как основной способ получения добавочной воды из забортной в судовых опреснителях при длительном нахождении судна в море.
Общее солесодержание дистиллята морской воды обычно не превышает 10–20 мг/л. При двукратном испарении (бидистиллят) солесодержание может быть снижено до 0,5–1,0 мг/л, т.е.
такой бидистиллят пригоден в качестве добавочной воды для большинства высоконапряженных водотрубных котлов. Дистиллят получают в глубоковакуумных или адиабатных опреснителях, использующих тепло охлаждающей воды ДВС на дизельных судах.
Магнитная обработка воды относится к физическим методам предотвращения накипеобразования. Под влиянием магнитного поля кристаллическая структура солей и их физикохимические свойства изменяются, и при последующем нагревании воды эти соли в пересыщенных растворах выпадают в виде мелкодисперсного шлама, который находится во взвешенном состоянии и удаляется продуванием. Вода прокачивается через устройство с постоянным
магнитом или электромагнитом (при больших производительностях). При этом магниты
обычно располагаются в центре потока, а вода проходит через кольцевой зазор между магнитом и корпусом аппарата с оптимальной скоростью 1-2 м/с. Эти аппараты не получили широкого распространения, так как они наиболее эффективны только в огнетрубных котлах, однако
не исключено их наличие на каком-либо судне.
Внутрикотловая обработка воды
Для поддержания рабочих норм внутрикотловой воды применяются режимы обработки воды:
1) фосфатно-щелочной;
2) фосфатно-щелочной с нитратной пассивацией;
32
3) фосфатно-нитратный;
4) фосфатный,
а также ультразвуковой метод.
Фосфатно-щелочной режим (с применением противонакипина МФ или препаратов
иностранных фирм, таких как «Амероид GC», «Амероид AGK-100» фирмы «ДРЮ АМЕРОИД», «QC-3» фирмы «ВЕКОМ») предназначен для предупреждения накипеобразования и
коррозии в котлах с давлением пара до 2 МПа. При использовании этого режима необходимо
поддерживать в котловой воде определенное соотношение между щелочностью и общим солесодержанием, получившим название относительной щелочности. Относительная щелочность котловой воды должна быть не выше 20 %, т.е. общее солесодержание котловой воды
должно быть не менее чем в 5 раз выше её щелочного числа. Практически это значит, что в
паровых котлах, работающих при давлениях до 4 МПа, содержание хлоридов в котловой воде
должно превышать значение щелочного числа не менее чем в 3 раза.
Фосфатно-щелочной режим с нитратной пассивацией в основном применяется в огнетрубных и комбинированных котлах с давлением до 2 МПа, которые имеют вальцованные
соединения (ранее были котлы с напряженными клёпаными соединениями) и наиболее подвержены межкристаллитной коррозии.
При фосфатно-щелочном режиме и фосфатно-щелочном с нитратной пассивацией дозировка противонакипина в котел регулируется по щелочному числу котловой воды, определяемому анализом посредством судовой экспресс-лаборатории.
При фосфатно-щелочном режиме с нитратной пассивацией помимо противонакипина
МФ в котел вводится натриевая селитра (NaNO3).
Дозировка селитры регулируется по нитратному числу, которое поддерживается на
уровне 50% фактического значения щелочного числа, определенного анализом. Нитрат
натрия, вводимый в котел в виде технической натриевой селитры, служит пассиватором и образует на внутренних стенках котла защитную пленку, предупреждающую развитие межкристаллитной коррозии. Нитрат натрия не вступает в химические реакции с солями котловой
воды, поэтому его количество уменьшается только за счет выноса из котла паром и в ходе
продувки котла.
Расчет дозировки селитры (г) производится в зависимости от щелочного числа котловой воды по формуле:
C = V (Н0 – Н),
где
V – объем воды в котле, л;
Н0 – норма нитратного числа, мг/л (Н0 = 0,5 Ащ);
Ащ – щелочное число котловой воды, соответствующее такому содержанию в ней щелочей, которое эквивалентно содержанию едкого натра в миллиграммах на литр, т.е. оно численно равно произведению щелочности котловой воды, определяемой по результатам анализа
и переводного коэффициента k = 40;
Н – фактическое нитратное число, мг/л.
Нитратное число – содержание в котловой воде солей азотной кислоты (нитратов), выраженное в миллиграммах нитрата натрия NaNO3 на литр воды (мг/л).
Пример определения дозировки селитры при первоначальном вводе ее в котел с водяным объемом V = 5 м3 приведен ниже.
Спустя 2 ч после введения противонакипина определяют щелочное число котловой
воды – Ащ. Допустим, что щелочное число равно 180 мг/л, тогда:
33
Н0 = 0,5 Ащ= 0,5 × 180 = 90 мг/л. Дозировка селитры будет составлять:
С = 5 × 90 = 450 г.
Пример определения дозировки селитры в условиях эксплуатации следующий.
По анализу котловой воды получены показатели ее качества: щелочное число
Ащ = 180 мг/л; нитратное число Н = 60 мг/л; водяной объем котла равен V = 5 м3. Поскольку
Ащ = 180 мг/л, то Н0 = 90 мг/л. Тогда дозировка селитры составит: С = 5 × (90 – 60) = 150 г.
Фосфатно-нитратный режим применяется для предотвращения отложения твердой
накипи на поверхностях нагрева водотрубных котлов и предупреждения коррозии всех элементов котлов с давлением от 2 до 6 МПа, работающих на питательной воде улучшенного
качества. Защитная пленка нитратов железа при давлении в котлах более 6 МПа начинает терять прочность, а при давлении выше 8 МПа практически не оказывает пассивирующего влияния на металл, поэтому применяют фосфатный режим.
Фосфатный режим применяется в водотрубных котлах с давлением выше 6 МПа. При
этом режиме показатель pH котловой воды должен поддерживаться на уровне, соответствующем минимальной интенсивности щелочной коррозии (8,2 < pH < 8,5).
При фосфатно-нитратном и фосфатном воднохимических режимах дозировка тринатрийфосфата регулируется по фосфатному и щелочному числам, определяемым анализом.
Внутрикотловая обработка должна обеспечивать качество котловой воды в пределах
установленных норм (табл. 3), которые зависят от применяемого водно-химического режима
и типа котла.
Нормы качества котловой воды при различных режимах обработки
Тип котла
Огнетрубный
Комбинированный и водотрубный
Огнетрубный
Комбинированный и водотрубный
Общее
Содержасолесодерние ионов
жание,
хлора, мг/л,
мг/л,
не более
не более
13 000
8000
3000
1200
13 000
3000
Щелочное
число,
мг/л
Нитратное
число,
мг/л
Фосфатное число,
мг/л
норпредельмальное
ное
Жесткость
остаточная,
мг·экв/л,
не более
Фосфатно-щелочной
–
150200
–
–
0,4
–
–
–
0,2
–
0,2
–
–
0,2
30
60
90
0,2
60
0,05
50
0,02
30
0,02
150200
Фосфатно-щелочной с нитратной пассивацией
50% щелочного
–
8000
150200
числа
1200
Таблица 3
150200
То же
Фосфатно-нитратный
50% ще15
лочного
числа
Водотрубный
с давлением,
МПа: до 2,0
3000
1200
2,04,0
1500
500
10
То же
4,06,0
600
270
5
То же
20 
40
10 
35
Фосфатный
Водотрубный
с давлением
69 МПа
250
30
3
34
–
10 
20
Ультразвуковой метод внутрикотловой обработки воды является эффективным средством предотвращения образования накипи в основном в огнетрубных котлах невысокого давления. Он основан на передаче ультразвуковых колебаний поверхности нагрева и котловой
воде. Колебания нарушают процесс кристаллизации солей на поверхности нагрева котла и
предотвращают образование накипи. Если накипь всё-таки откладывается, то ультразвуковые
колебания разрушают её, вызывая дробление кристаллов с образованием высокодисперсного
шлама, который удаляется при продувке. Разрушение накипи происходит, когда её слой достигает толщины около 0,15–0,25 мм. Таким образом, при ультразвуковом методе обработки
в котле возможно существование на поверхности нагрева накипи небольшой толщины.
В качестве генераторов колебаний используется ультразвуковая установка типа УЗПН-1
(с блоком питания, магнитострикционными вибраторами и звукопроводами). Для котлов с
давлением до 1,3 МПа (и для теплообменных аппаратов) предотвращение накипеобразования
успешно осуществляется с помощью импульсных ультразвуковых генераторов УИГ-61 М и
ИГ-58М, собранных на тиратронах типа ТГИ 1-130/10.
Ультразвуковой генератор присоединяется к водной части барабана огнетрубного
котла или коллектора водотрубного котла звукопроводом. Между генератором и звукопроводом устанавливается запорный клапан. Возможны также другие способы ввода ультразвуковых колебаний в рабочую зону котла: с помощью мембран, специальных волноводов; через
призмы, приваренные к наружной поверхности барабана или коллектора и пр.
Рабочая частота колебаний составляет 20–30 кГц, амплитуда – несколько микрометров.
Образующийся на поверхности нагрева котла шлам легко смывается струёй воды при
внутреннем осмотре.
Рекомендации по обеспечению режимов внутрикотловой обработки воды
с применением противонакипина МФ
Противонакипин МФ (морского флота) представляет собой препарат для внутрикотловой водообработки, вводимый для предотвращения образования накипи и коррозии. Он применяется для водообработки в судовых и стационарных паровых котлах, питание которых производится конденсатом с подпиткой пресной водой или дистиллятом либо только пресной водой.
Противонакипин МФ состоит из соды кальцинированной безводной (ГОСТ 10689-75),
тринатрийфосфата двенадцативодного (ГОСТ 201-76) и концентрата сульфитно-спиртовой
барды. Процентное соотношение веществ, составляющих противонакипин МФ, в среднем составляет в граммах: сода кальцинированная безводная – 27,0, тринатрийфосфат двенадцативодный – 69,0; концентрат сульфитно-спиртовой барды (в пересчете на сухой продукт) – 4,0.
По внешнему виду противонакипин МФ представляет собой порошок светло-бежевого, почти
белого цвета с ясно заметными темно-коричневыми крупинками концентрата сульфитноспиртовой барды. Самые большие частицы порошка не должны превышать 2 мм, а вся фракция (класс) крупнее 1 мм не должна составлять более 10 % всего продукта.
Противонакипин МФ упаковывается в полиэтиленовые мешки, бочки, фанерные барабаны, фанерные или деревянные ящики. Масса каждого них не должна превышать 50 кг. На
судах разрешается хранение противонакипина МФ на верхней палубе, но обязательно на прокладках и тщательно укрытым от попадания воды.
Качество противонакипина определяется двумя показателями: осадительным и щёлочным эквивалентами. Осадительным эквивалентом противонакипного препарата называется
такое его количество в граммах, которое необходимо для осаждения одного грамм-эквиваленента солей некарбонатной жесткости в 1 т воды. Осадительный эквивалент противонакипинного
35
препарата зависит только от его химического состава: чем эффективнее препарат, тем численное значение его осадительного эквивалента меньше. Для противонакипина МФ осадительный
эквивалент равен 94.
Щелочным эквивалентом противонакипного препарата называется такое его количество в граммах, которое необходимо ввести в 1 т воды, чтобы повысить ее щелочность на
1 мг·экв, или, что одно и то же, чтобы щелочное число воды увеличилось на 40. Щелочной эквивалент меняется в зависимости от температуры воды (давления пара) в котле, так как с повышением температуры сода, входящая в состав противонакипина МФ, разлагается водой и
переходит в едкий натр, что влияет на численное значение щелочного эквивалента. Щелочной эквивалент противонакипина МФ при рабочем давлении пара в котле 1,5 МПа равен
174 мг·экв/л.
Для расчета количества противонакипина, необходимого для введения после заполнения котла свежей водой, нужно определить некарбонатную жесткость этой воды и значение
задаваемой щелочности котловой воды. Эквивалент противонакипина МФ для осаждения солей жесткости равен 94 мг·экв/л. Зная эти величины и содержание воды в котле, можно рассчитать количество противонакипина МФ, которое нужно ввести в котел после смены воды.
Для ускорения расчетов удобно пользоваться табл. 4, из которой находят количество
противонакипина в килограммах на 1 т воды, вводимое в котел. Общее количество противонакипина МФ, которое нужно ввести в котел, находят умножением данных, полученных из
таблицы, на массу воды в паровом котле, выраженную в тоннах.
Пример, когда паровой котел вместимостью 20 т заполнен водой в порту Керчь, где
некарбонатная жесткость воды равна 10 мг·экв/л. Щелочность котловой воды должна быть
равна 5 мг·экв/л (щелочное число 200 мг/л), давление пара в котле 1,5 МПа. По табл. 4 находим, что на 1 т воды расход противонакипина МФ составит 1,81 кг. При заполнении котла
водой его потребуется 1,81×20 = 36,2 кг.
Таблица 4
Расход противонакипина МФ при заполнении котла свежей водой, кг/т
Некарбонатная
жесткость воды, мг·экв/л
0,2
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
2,5
0,45
0,53
0,62
0,72
0,81
0,90
1,00
1,09
1Д9
1,28
1,37
Заданная щелочность котловой воды, мг·экв/л
3,5
5,0
7,5
0,63
0,90
1,32
0,70
0,96
1,40
0,80
1,06
1,50
0,89
1,16
1,59
0,98
1,25
1,68
1,08
1,34
1,77
1,17
1,43
1,87
1,27
1,53
1,96
1,36
1,62
2,05
1,45
1,72
2,15
1,55
1,81
2,24
Для подсчета суточного расхода противонакипина МФ во время работы котла нужно
учитывать суточный расход добавочной воды, ее некарбонатную жесткость, количество выдуваемой воды, заданную щелочность котловой воды. Зная суточный расход добавочной воды
и ее некарбонатную жесткость, рассчитывают суточный расход противонакипина МФ для осаждения в ней солей жесткости.
36
Пример, когда суточный расход добавочной воды 6 т, её некарбонатная жесткость
равна 2 мг·экв/л. Суточный расход противонакипина будет равен:
6 × 94 × 2 = 1128 г, или округленно 1,13 кг.
Для этих расчетов удобно пользоваться данными табл. 5, по которым можно сразу
найти расход противонакипина МФ для осаждения солей некарбонатной жесткости в добавочной воде.
Таблица 5
Расход противонакипина МФ на осаждение в воде солей некарбонатной жесткости, кг
Некарбонатная
жесткость,
мг·экв/л
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
Расход добавочной воды, т
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0,09
0,19
0,28
0,38
0,47
0,56
0,66
0,75
0,85
0,94
0,19
0,38
0,56
0,75
0,94
1,13
1,32
1,50
1,69
1,88
0,28
0,56
0,85
1,13
1,41
1,69
1,97
2,26
2,54
2,82
0,38
0,75
1,13
1,50
1,88
2,26
2,63
3,01
3,38
3,76
0,48
0,94
1,41
1,88
2,35
2,82
3,29
3,76
4,23
4,70
0,56
1,13
1,69
2,26
2,82
3,38
3,95
4,51
5,08
5,64
0,66
1,32
1,97
2,63
3,29
3,95
4,61
5,26
5,92
6,58
0,75
1,50
2,26
3,01
3,76
4,51
5,26
6,02
6,77
7,52
0,85
1,69
2,54
3,38
4,23
5,08
5,92
6,77
7,61
8,46
0,94
1,88
2,82
3,76
4,70
5,64
6.58
7,52
8,48
9,40
Таблица 6
Расход противонакипина МФ на восполнение щелочности,
понижающейся вследствие продувок котла, кг
Заданная
щелочность котловой
воды,
мг·экв/л
0,5
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
Количество воды, удаляемой продувкой, т
1
0,09
0,17
0,35
0,52
0,70
0,87
1,04
1,22
1,39
1,57
1,74
2
0,17
0,35
0,70
1,04
1,39
1,74
2,09
2,44
2,78
3,13
3,48
3
4
S
6
7
8
0,26
0,52
1,04
1,57
2,09
2,61
3,13
3,65
4,18
4,70
5,22
0,35
0,70
1,39
2,09
2,78
3,48
4,18
4,87
5,57
6,26
6,96
0,43
0,87
1,74
2,61
3,48
4,35
5,22
6,09
6,96
7,83
8,70
0,52
1,04
2,09
3,13
4,18
5,22
6,26
7,31
8,35
9,40
10,44
0,61
1,22
2,44
3,66
4,87
6,09
7,31
8,53
9,74
10,96
12,18
0,70
1,39
2,78
4,17
5,57
6,96
8,35
9,75
11,74
12,53
13,92
9
0,78
1,57
3,13
4,70
6,26
7,83
9,40
10,96
12,53
14,09
15,66
10
0,87
1,74
3,48
5,22
6,96
8,70
10,44
12,18
13,92
15,66
17,40
Помимо корректировки котловой воды на поступающую в котел добавочную воду
необходимо производить расчет количества добавляемого противонакипина для восполнения
щелочности, которая теряется из котла вместе с продувочной водой. Зная количество воды,
выдуваемой из котла, и заданную щелочность котловой воды, можно рассчитать расход противонакипина для восполнения потери щелочности котловой воды с продувкой.
37
Например, когда продувка воды в сутки составляет 5 т, щелочность котловой воды –
5 мг·экв/л, рабочее давление 1,5 МПа. Необходимое количество противонакипина МФ на восполнение щелочности котловой воды будет равно:
174 × 5 × 5 = 4,35 кг.
Для расчетов используют данные табл. 6. Зная количество удаляемой продувкой котловой воды и заданную щелочность, можно найти количество противонакипина МФ, необходимого для восполнения потери щелочности котловой воды.
Введение противонакипина МФ необходимо также для поддержания заданных показателей качества котловой воды. Если фактическая щелочность ниже заданной, а остаточная общая жесткость котловой воды выше 0,1 мг·экв/л (по химическому анализу), то обе эти величины нужно корректировать. Для этого необходимо знать водяной объем котла, недостаток
щелочности и остаточную общую жесткость котловой воды.
Если водяной объем котла V неизвестен, то его рассчитывают по формуле:
V = HB,
где
Н – поверхность нагрева котла, м;
В – средний удельный объем воды на 1 м2 поверхности нагрева котла, л/м2.
Первоначальная доза противонакипина вводится в котел через теплый ящик или специальный дозатор вместе с питательной водой.
Если противонакипин МФ вводится в теплый ящик или питательную систему перед
местом установки датчика солемера, то во время подачи противонакипина МФ солемер необходимо отключать от электросети во избежание его повреждения (зашкаливания).
Противонакипин МФ вводится посредством дозерного устройства непрерывно или
периодически 2 раза в сутки во время вахты котельного механика и только после продувки
и подпитки котла. Правильность расчета дозировки противонакипина МФ определяется анализом котловой воды на щелочность. В случае низкого значения щелочности следует увеличить дозировку противонакипина, а при высокой щелочности необходимо произвести продувку котла.
Рекомендации по обеспечению
фосфатно-нитратного воднохимического режима
При установленных для котловой воды значениях фосфатных и щелочных чисел
(см. табл. 3) обеспечивается практически полное осаждение попадающих в котел накипеобразователей в наименее растворимых формах шлама и глубокое умягчение воды, устраняющее
опасность отложения твердой накипи.
В эксплуатационных условиях при нарушении работы водоподготовительных систем
питательная вода может содержать соли жесткости выше установленной нормы (особенно повышенную концентрацию магниевых солей жесткости), что вызывает снижение щелочного
числа в котловой воде. В этом случае необходимо увеличить дозировку тринатрийфосфата,
поддерживая щелочное число не ниже 15 мг/л, однако содержание фосфатов может повыситься и достигнуть 90 мг/л.
При наличии в питательной воде солей временной жесткости путем взаимодействия их
с тринатрийфосфатом образуется дополнительная щелочь, что приведет к росту щелочного и
снижению фосфатного чисел. В этом случае необходимо увеличить дозировку тринатрийфосфата, не допуская падения фосфатного числа ниже 10 мг/л, однако щелочное число может достигнуть 150 мг/л.
38
Расчет дозировок химических реагентов
Тринатрийфосфат дозируется в таких количествах, при которых после взаимодействия
его с накипеобразователями, поступающими в котел с питательной водой, в котловой воде
постоянно поддерживается заданное количество фосфатов.
Расчет дозировок тринатрийфосфата Т, г, производится по формулам:
– при полной смене воды в котле:
Т = (31,7Ж + Ф0)·4V,
где 31,7 – количество фосфатов, необходимое для осаждения солей жесткости в 1 т воды, жесткость которой равна 1 мг·экв/л; Ж – жесткость общая питательной воды, мг·экв/л; Ф0 – заданная норма фосфатного числа, мг/л; 4 – переводной коэффициент фосфатов РО3−
4 в тринатрий3
фосфат; V – водяной объем парового котла, м ;
– в период эксплуатации:
Т = 24D × 127Ж + 4V×(Ф0 – Ф1),
где 24 – число часов в сутках; D – фактическая паропроизводительность котла, т/ч; 127 –
количество тринатрийфосфата, необходимое для осаждения солей жесткости в 1 т воды,
жесткость которой равна 1 мг·экв/л; Ф1| – фактическое фосфатное число, определенное анализом, мг/л.
Пример определения первоначальной дозировки при смене воды в котле приведен
ниже. Заданная норма фосфатного числа Ф 0 = 50 мг/л, общая жесткость питательной воды
Ж = 0,7 мг·экв/л, водяной объем котла V = 1 м 3. Дозировка тринатрийфосфата составит:
(31,7 × 0,7 + 50)4 × 1 = 288 г ≈ 300 г.
Пример определения суточной дозировки тринатрийфосфата в условиях эксплуатации
следующий.
Заданная норма фосфатного числа Ф0 = 50 мг/л, фактическое фосфатное число,
определенное анализом котловой воды, Ф1 = 30 мг/л, общая жесткость питательной
Ж = 0,1 мг·экв/л, фактическая паропроизводительность котла D = 1,0 т/ч. Суточная
дозировка составит 24 × 1 × 127 × 0,1 + 4 × 1 (50 – 30) = 385 г ≈ 400 г.
Если при анализе котловой воды для расчета суточной дозировки тринатрийфосфата
окажется, что фактическое щелочное число составляет 15 мг/л, то независимо от полученного
результата в котел необходимо ввести такое количество тринатрийфосфата, которое обеспечит повышение щелочного числа более 15 мг/л. Дозирование нитрата натрия производится
аналогично указанному при фосфатно-щелочном режиме с нитратной пассивацией.
Порядок ввода реагентов в котел
Для обеспечения безнакипной работы котлов качество воды, используемой в котельных
установках, должно находиться под постоянным контролем и отвечать требованиям, приведенным в табл. 4. Во всех случаях при обнаружении отклонений от установленных норм какого-либо показателя качества воды последний должен немедленно корректироваться. Оперативным приемом регулирования качества котловой воды является изменение дозировки химических реагентов (количество реагентов рассчитывается по результатам анализа в соответствии с рекомендациями, приведенными выше).
Следует избегать случаев срабатывания реагентов в котле до нижнего предела. Особенно
важно не допускать снижения таких показателей, как фосфатное и щелочное числа. Не допускается во всех случаях введение химических реагентов в котел «с запасом», т.е. в заведомо
39
завышенных количествах в расчете на срабатывание их в течение нескольких суток. Последовательность расчета дозировок химических реагентов в условиях эксплуатации и ввода их
в котел:
– определяется содержание фосфатов, хлоридов и остаточная жесткость котловой воды;
– определяется общая жесткость питательной воды, производятся расчет дозировки
тринатрийфосфата по результатам анализа и введение его в котел;
– через 1,5...2,0 ч (после завершения полного гидролиза тринатрийфосфата) определяются щелочное и нитратное числа;
– производятся расчет дозировки нитрата натрия и введение его в котел.
Если щелочное число по результатам анализа окажется ниже установленной нормы,
необходимо увеличить дозировку тринатрийфосфата с целью доведения щелочного числа до
рекомендованных пределов, затем по полученному щелочному числу произвести расчет дозировки натриевой селитры.
Пробу воды из котла обычно берут, не используя холодильник. В результате частичного испарения воды концентрация солей в пробе оказывается более высокой, чем действительная их концентрация. Для устранения этой погрешности, которая тем больше, чем выше
давление пара в котле, необходимо вносить поправку к содержанию ионов хлора, фосфатов,
нитратов, к щелочному числу и общей жёсткости. Значения поправочного коэффициента к в
зависимости от давления в котле РК приведены ниже.
Продувка паровых котлов
Продувка обязательный элемент технической эксплуатации котла, она осуществляется
в соответствия с ПТЭ. Продувка паровых котлов производится для:
– поддержания концентрации солей в котловой воде на установленном уровне;
– удаления из котла взвешенных и маслянистых веществ, занесенных с питательной
водой;
– удаления плавающего и осажденного шлама, образовавшегося в результате внутрикотловой обработки воды.
Применяются верхние и нижние продувки, периодические и непрерывные. Верхние (периодические) продувки служат для удаления плавающих масла и пены, взвешенного шлама,
снижения солесодержания котловой воды, удаления излишней воды из котла. Нижние (периодические) продувки служат в основном для удаления образующегося шлама. Правильность
режима продувки контролируется по анализам проб котловой воды, взятых до и после продувки котла. Периодичность продувок (особенно нижних) в современных котлах колеблется в
широких пределах (от 1 раза в сутки до 1 раза в 10...15 суток). В связи с этим режим продувки
устанавливается для каждого котла теплотехническим подразделением судовладельца.
Контроль продувки котла следует осуществлять, ориентируясь на снижение уровня
воды в водоуказательных стеклах.
Необходимо учитывать, что для удаления масла и шлама наиболее эффективными являются более частые продувки при незначительном разовом удалении воды.
40
Соблюдение водных режимов паровых котлов должно периодически контролироваться
путем анализа воды в береговых лабораториях, а также внутренними освидетельствованиями
котла с исследованием обнаруженных при этом твердых отложений и коррозионных повреждений металла. По результатам анализов и исследований предписываются необходимые
меры по поддержанию и корректировке водного режима котла.
Необходимо следить за тем, чтобы утечки пара и конденсата своевременно устранялись, а причины ухудшения качества конденсата ликвидировались в кратчайшие сроки.
Особое внимание должно уделяться предупреждению попадания углеводородов в конденсат, исправному состоянию змеевиков подогрева нефтепродуктов, контрольно-смотровой цистерны и фильтров на линии питательной воды, применению новых технологий водообработки в теплом ящике котельной установки с целью предотвращения попадания углеводородов в питательную воду и снижения концентрации растворенного кислорода.
В целях снижения кислородосодержания в питательной воде необходимо поддерживать возможно более высокую температуру воды в теплом ящике или тщательно следить за
работой деаэраторов при закрытой системе питания котлов.
Определение общего солесодержания при оперативном контроле в судовых условиях
может быть заменено определением в котловой воде содержания хлоридов.
Периодические верхние и нижние продувки котлов должны производиться котельным
механиком, а в его отсутствие – вахтенным механиком по заранее установленному графику и
результатам анализа котловой воды. Солесодержание котловой воды следует регулировать величиной объема продуваемой воды. Количество продуваемой воды определяется по снижению ее уровня в водоуказательном приборе.
При нижнем продувании водотрубных котлов следует предварительно подпитать
котлы, а нагрузку продуваемого котла снизить во избежание нарушения циркуляции. Одновременно разрешается продувать лишь один котел.
До продувки работающих котлов необходимо убедиться, что бездействующие котлы и
пароводяные сепараторы надежно разобщены от трубопровода продувания.
При вспенивании, вскипании и резких бросках котловой воды необходимо снизить
нагрузку котла, продуть пароперегреватель (если таковой имеется), отобрать пробу и произвести анализ котловой воды. В случае необходимости следует усилить верхнее продувание и
снизить уровень воды до нижнего рабочего. В случае систематического повторения явлений
уноса котловой воды с паром и недостаточной эффективности действия внутрикотловых сепарирующих устройств, следует снизить солесодержание и щелочность котловой воды.
Организация водоконтроля
Правильное соблюдение водного режима котла может быть обеспечено только при
условии систематического контроля качества питательной и котловой воды по показателям,
приведенным в табл. 1 и 3. Периодичность контроля этих показателей приведена в табл. 7.
Таблица 7
Периодичность контроля качества котловой
и добавочной воды на судах
Контролируемая
среда
Вода котловая:
Контролируемое
оборудование
Контролируемый
показатель качества
Частота контроля,
не реже
Содержание ионов хлора
1 раз в сутки
41
при фосфатно-щелочном режиме
при фосфатно- щелочном режиме с нитратной пассивацией
Котлы паровые
всех систем
и назначений с рабочим давлением
0,07 МПа и более
при фосфатно-нитратном и фосфатном режимах
Конденсат
Добавочная вода:
дистиллят
береговая
пресная
Главные и вспомогательные конденсаторы, различное
теплообменное
оборудование
Цистерны
добавочной воды
1 раз в сутки
Щелочное число
Жесткость остаточная
Содержание ионов хлора
Щелочное число
Нитратное число
Жесткость остаточная
Содержание ионов хлора
Щелочное число
Нитратное число
Фосфатное число
Жесткость остаточная
1 раз в 3 суток
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в 3 суток
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в 3 суток
Содержание ионов хлора
1 раз в сутки
Содержание ионов хлора
Содержание ионов хлора
1 раз в сутки
(постоянный визуальный контроль)
1 раз в сутки
1 раз в сутки
Общая жесткость
1 раз в сутки
Содержание масла
и нефтепродуктов
Примечание. Отбор проб конденсата производится не ранее чем через 30 мин. после
отключения добавочного питания.
Для определения качества питательной и котловой воды каждое судно, оборудованное
главными и вспомогательными паровыми котлами, должно быть снабжено судовой воднохимической лабораторией. На судах применяются лаборатории водоконтроля «CKJIAB-1»,
«ЭЛВК-5», «JIBK-4», «ЛВК-3», «ВХЛ-1М», “Spectrapak309” фирмы “UNITOR”, а также методики и приборы фирмы “Drew Ameroid Marine Division”.
Методы и средства определения качества воды наглядно изложены в пособиях Г.И. Тихомирова (Тихомиров Г.И. Определение основных показателей качества воды на морских судах. Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2017. 66 с.; Тихомиров Г.И. Методические указания к проведению лабораторных работ по дисциплине «Технологии обработки воды на морских судах».
Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2009. 53 с.).
Анализ питательной и котловой воды на судне производит судовой механик по заведованию. Результаты анализа проб воды должны записываться в судовой журнал водоконтроля
сразу после выполнения анализа.
Судовая администрация обязана обеспечить отбор и доставку в береговую теплохимическую лабораторию контрольных проб котловой и добавочной воды в последние сутки перед
приходом в порт в количестве 0,5 л каждая в случаях:
– при аварии котла;
– при интенсивном накипеобразовании;
– при коррозионных разрушениях;
– по требованию механико-судовой службы (МСС) флота или контролирующих организаций;
– при отсутствии на судне экспресс-лаборатории.
42
Контрольные вопросы
1. Какие водные режимы предусмотрены в котлах в зависимости от их конструкции
и давления в них?
2. Особенности ведения водного режима в котлах при наличии (BMS) и автоматизированной системе управления (АСУЗ)?
3. Каково содержание инструкции по мониторингу для котлов с наблюдением по системе BMS?
4. Каково назначение докотловой обработки воды?
5. Какие существуют методы докотловой обработки воды?
6. Что такое термический метод обработки воды?
7. Каков принцип действия магнитного метода обработки воды?
8. Как поддерживается фосфатно-щелочной режим внутри котловой воды?
9. Как поддерживается фосфатно-щелочной режим с нитратной пассивацией?
10. Когда необходимо соблюдать фосфатно-нитратный водный режим котла?
11. Когда необходимо соблюдать фосфатный режим в котле?
12. Когда применяется ультразвуковой метод для внутрикотловой обработки воды?
13. Применение противонакипина МФ для внутрикотловой обработки воды.
14. Когда применяют тринатрийфосфат для внутрикотловой обработки воды?
15. Для чего производится продувка паровых котлов?
16. В каких случаях необходимо сдать пробы котловой воды на анализ в береговую
лабораторию?
Топливо и его сжигание
Для судовых котельных установок используется жидкое топливо:
– продукты переработки нефти мазуты, моторные топлива, дизельное топливо;
– биопроизведённые топлива;
– сжиженные газы (природные или синтезированные).
Жидкое топливо для судов в России изготавливается согласно требованиям ГОСТ Р
54299-2010, который соответствует международному стандарту ISO 8217 : 2013. Для ознакомления с ГОСТ Р 54299-2010 ниже предлагаются выкопировки. Данный ГОСТ следует рассматривать как ограничитель ГОСТов, по техническим условиям которых изготавливается топливо:
1) ГОСТ 305-2013 «Топливо дизельное. Технические условия»;
2) ГОСТ 1667-68 «Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных двигателей. Технические условия». (Стандарт соответствует ИСO 8217 : 2013 в части марки – F-RMA.);
3) ГОСТ 10433-75 «Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Технические
условия. Для судовых турбин топливо марки Б»;
4) ГОСТ 10585-2013 «Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия».
Следует иметь ввиду, что ISO 8217: 2013 и ГОСТ Р 54299-2010 периодически изменяются.
Плотность ρ – отношение массы топлива к его объему (г/см3). Для измерений, точность которых не превышает 0,01, числовые значения удельной массы и плотности можно
принимать одинаковыми.
Вязкость (внутреннее трение) – сопротивление сил сцепления частичек газов и жидкостей действию внешних сил, вызывающих их течение (перемещение).
Динамическая вязкость – динамический коэффициент вязкости – символ  (ранее был
символ ) (кгс∙с/м2), или Па ∙ с (Паскаль-секунда), – физическая константа нефтепродуктов,
43
зависящая от температуры и давления. На практике часто динамическую вязкость изм еряют
в пуазах или сантипуазах (сантипуаз = 0,01 пуаза = 102×10-6 кг·с/м2, 1 кг × с/м2 = 9820 сантипуазам).
Кинематическая вязкость – (кинематический коэффициент вязкости) –  = , см2/с,
или Стокc (Ст). Обычно пользуются сантистоксом (сСт), равным 0,01 Ст, мм2/с = 1×10-6 м2/с.
За рубежом применяют различные условные единицы кинематической вязкости (с чем
встречаются механики, принимая там топливо), основанные на времени истечения топлива
в стандартных вискозиметрах.
Наиболее распространены единицы кинематической вязкости:
– в США – секунды Сейболта-Универсал (SU);
– в Англии – секунды Редвуда № 1 (cRl);
– в Германии – градусы Энглера (°Е), что соответствует градусам °ВУ – вязкость
условная.
Вязкость условная определяется в условных единицах (°ВУ) как отношение времени
истечения 200 мл нефтепродукта, нагретого до температуры t, ко времени истечения такого
же количества дистиллированной воды при температуре 20 °С через калиброванное отверстие вискозиметра.
Для пересчета кинематической вязкости в градусах или секундах в сантистоксы (сСт)
пользуются справочными таблицами соотношений этих единиц (см. табл. 8) или применяют
формулы:
 7,41° ВУ (°ВУ = 0,135) при  ≥ 75 cСт;
= 0,22 SU – 180/SU;
= 0,216 SU при SU ≥ 285 с;
= 0,247 R1 при R1 > 45 с;
 = 7,4°Е при °Е ≥ 10°.
Температура застывания tзаст (°С) – температура, при которой мазут теряет текучесть,
т.е. загустевает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° уровень его остаётся неподвижным в течение 1 мин. Температуру застывания понижают введением присадок.
Температура помутнения tпом (°С) – температура, при которой топливо мутнеет
вследствие выделения капелек воды, кристаллов бензола или парафина. Чем ниже темп ература помутнения топлива, тем меньше содержится в нем воды и твердых парафинов.
Температура вспышки tвс (°С) – минимальная температура нагрева нефтепродукта,
при которой его пары в смеси с окружающим воздухом вспыхивают от соприкосновения
с пламенем и затем быстро гаснут. Температура вспышки повышается с увеличением вязкости и температуры застывания нефтепродукта.
Температура воспламенения tвос (°С) – минимальная температура нагрева нефтепродукта, при которой его пары в смеси с окружающим воздухом от соприкосновения с пламенем воспламеняются и горят не менее 5 с. Температура воспламенения на 20–40 °С выше
температуры вспышки (температура вспышки и температура воспламенения определяются
при нагреве пробы в закрытом тигле (прибор Мартен–Пенского)).
Фракционный состав (% объема или масcы) – зависит от содержания в топливе различных фракций, выкипающих из нефти в определенных температурных пределах.
44
45
46
47
Таблица 8
Коксуемость, или коксовое число (% массы) – масса углеродистого остатка при нагреве
топлива без доступа воздуха. Наличие фактических смол увеличивает коксуемость топлива и
усиливает нагарообразование.
.
Стабильность топлива – характеристика его способности сохранять свой состав и основные свойства при хранении, транспортировке и использовании. Нарушение стабильности
топлива происходит в результате наличия смол (фактические смолы) или их образования при
длительном хранении (потенциальные смолы) под влиянием температуры, кислорода воздуха,
воды, света и каталитического действия металлов. В начальный период окисления образующиеся смолистые вещества полностью растворяются в топливе, а затем выпадают из топлива,
оседая на стенках трубопроводов и цистерн. Особенно большое количество смолистых веществ содержится в крекинг-мазутах.
Фактические смолы (% массы) – остаток после испарения навески топлива из чашки в
струе воздуха. Показание о потенциальных смолах дают йодное число, кислотное число и содержание водорастворимых веществ.
Йодное число (г/г) – показатель содержания непредельных соединений в топливе, выражается количеством граммов йода, вступившего в соединение со 100 г топлива.
Кислотность топлива (мг) – количество едкого калия (КОН), необходимое для нейтрализации 100 мл топлива.
Коррозионная агрессивность – оценивается по кислотности, содержанию серы, воды и
водорастворимых веществ. Способ оценки состоит в следующем. Медную пластинку из чистой электролитической меди погружают в топливо и выдерживают в нём в течение трех часов
при 50 °С. После извлечения пластинки сравнивают с пластинкой, не подвергавшейся испытанию. По степени потемнения испытуемой пластинки судят об агрессивности топлива.
48
Цетановое число – показатель воспламеняемости дизельного топлива, численно равный процентному (по объему) содержанию цетана в смеси с альфаметилнафталином, при котором период задержки самовоспламенения этой смеси и сравниваемого с ней испытуемого
топлива одинаков. Цетановое число зависит от соотношения углеводородов в топливе. Чем
оно выше, тем топливо быстрее воспламеняется (мягче работа двигателя). Для повышения цетанового числа применяют присадки (г).
При приеме топлива со склада (нефтебазы, танкера) его качество, подтверждают документом (сертификатом, паспортом). Количество принятого топлива определяют замером по
счётчику или рулеткой (подвесным футштоком).
Чтобы исключить пролив топлива за борт, перед приемкой необходимо:
– замерить его количество во всех цистернах;
– установить порядок заполнения цистерн и переключения системы;
– проверить исправность приемного трубопровода, арматуры, вентиляционных труб
цистерн, приемных фильтров, шлангов и поддонов, наличие и состояние пробок, футштоков у
контрольных трубок;
– поставить вахту у приемника с фильтром и в отсеках, где принимается мазут.
До начала приемки необходимо выполнить противопожарные мероприятия. При приемке под всеми шланговыми соединениями установить поддоны, контролировать плотность
соединений нефтепровода и горловин цистерн. Уровень топлива в цистернах должен соответствовать требованиям, определяемым остойчивостью судна, при этом необходимо исключить заполнение вентиляционных и мерных труб и обеспечить возможность температурного расширения. Топливо принимается через корабельные фильтры, оборудованные манометрами.
Расходуется топливо из расходных цистерн, пополняемых из запасных или отстойных
(где они предусмотрены) в очередности, устанавливаемой специальной инструкцией по расходованию жидких грузов. При расходовании мазута необходимо следить за тем, чтобы возможно меньше цистерн оставалось со свободным уровнем. При балластировке цистерн забортной водой необходимо принять меры, исключающие возможность обводнения мазута, а Правила РС требуют отстойной цистерны.
Мазут, поставляемый для паровых котлов, имеет широкий диапазон вязкости, при этом
встречаются отдельные партии мазута с вязкостью менее 2 °ВУ при 50 °С. Причина снижения
вязкости – поставка на нефтеперерабатывающие заводы высокопарафинистой нефти. Для получения из нее мазута, соответствующего ГОСТ 10585-2013 по температуре застывания,
нефтеперерабатывающие заводы вынуждены вводить в мазут дизельное топливо или соответствующие присадки. Использование маловязких мазутов приводит к снижению напора и подачи топливных насосов и паропроизводительности паровых котлов. Наблюдается перегрев
подшипников нефтяных насосов, корпусов гидравлических частей, заклинивание винтов, возрастают протечки мазута через сальники насосов и сервоприводов системы автоматического
регулирования. Для исключения этих явлений минимальное значение вязкости должно быть
не ниже 2 °ВУ при 50 °С. Вязкость регулируют изменением температуры подогрева мазута,
которую определяют по номограмме (рис. 8).
На судах иностранной постройки применяются котлы с использованием в качестве топлива природного газа (метана) из испаряющегося перевозимого груза на газовозах.
49
Рис. 8. Номограмма вязкости топлива в зависимости от его температуры
50
Ввиду особой опасности газообразного топлива при конструировании, постройке и эксплуатации предусматриваются все возможные меры по предотвращению этих опасностей.
Котлы имеют двойной кожух, через межобшивочное пространство которого воздух от котельного вентилятора подаётся к форсункам. Поэтому в случае нарушения герметичности первого
кожуха возможны только протечки воздуха в топку и невозможны протечки газа в котельное
отделение. Для предотвращения взрывов в верхней части топки предусмотрено отверстие, через которое во время предварительной вентиляции перед розжигом факела в дымоход удаляются скопившиеся газы (так как метан легче воздуха). Подвод газа к котлу осуществляется по
трубопроводу, заключённому в кожух, заполняемый инертным газом с давлением выше атмосферного, которое контролируется системой автоматической пожарной сигнализации (АПС).
Предусмотрена система мощной вытяжной вентиляции.
В связи с тем, что котлы, как правило, бывают двухтопливные, а Правилами Российского морского регистра судоходства предусмотрены только требования к установкам с двигателями, работающими на газообразном топливе, и для котлов такие требования отсутствуют,
то при техническом использовании данных котлов необходимо соблюдать особые требования
техники безопасности.
Контрольные вопросы
1. Каким требованиям ГОСТов в России и ISO в мире должно удовлетворять жидкое
топливо для морских судов?
2. Перечислите основные показатели жидкого топлива?
3. Что такое вязкость и в каких единицах она измеряется?
4. Какие требования следует выполнять при приёмке топлива?
5. Какое газообразное топливо используется в судовых котлах и какие меры безопасности при этом соблюдаются?
Очистка поверхностей нагрева работающего котла
Для удаления сыпучих отложений продуктов неполноты сгорания топлива с наружных поверхностей нагрева котла производится их обдувка паром или воздухом в процессе
работы котла.
При существенном загрязнении поверхностей нагрева котла допускается увеличение
числа включений сажеобдувочных устройств до двух раз в сутки, что устанавливается старшим механиком судна.
Очистку (обдувку) поверхностей нагрева котлов с газовой стороны производят на ходу
судна в сроки, указанные в инструкции по эксплуатации. Очистка должна производиться перед подходом к порту и после выхода из порта.
Очистка котла производится под руководством котельного механика. О предстоящей
операции обдувки должен быть предупрежден вахтенный помощник капитана. Наиболее
удобный момент сажеобдува – при встречном или траверзном направлении ветра.
На время сажеобдувки рекомендуется снижать паропроизводительность либо изменять
настройку системы горения, обеспечивая избыток воздуха при полностью открытых воздушных заслонках.
Все очистки котла на ходу должны производиться по возможности быстро. После очисток газотрубных и газоводотрубных котлов следует выгребать сажу и золу и плотно закрывать дверцы дымников.
51
При обдувке, давление пара в сажеобдувочных устройствах и очередность их включения должны соответствовать инструкции. Направление струй пара необходимо всё время изменять. Струи пара или воздуха высокого давления перемещаются таким образом, чтобы охватывать все части поверхности нагрева. Одновременное включение двух сажеобдувателей не
допускается.
Приведем в качестве наглядного примера ручного сажеобдува воздухом выдержки из
инструкции по обслуживанию ручного сажесдувателя типа ZS3/OF котла VX516.
1. Описание ручного сажесдувателя
Ручной сажесдуватель служит для устранения сажи с обогреваемой поверхности
котла сжатым воздухом под давлением P = 0,5–0,8 МПа.
Сажесдуватель состоит из частей, указанных на чертеже (рис. 9), т.е. корпуса – дет. 1;
рычага – дет. 2; пускового рычага – дет. 3; гибкого шланга – дет. 4, а также из трёх сменных
шланговых наконечников А, B, С. Сжатый воздух идёт через упругий шланг (дет. 4) к клапану,
расположенному на корпусе сажесдувателя (дет. 1). Поворачивая пусковой рычаг (дет. 3), открываем клапан на корпусе сажесдувателя, и тогда сжатый воздух через шланговый наконечник сажесдувателя попадает в пространство между кипятильными трубками котла по направлениям, предусмотренным шланговыми наконечниками.
Рис. 9. Конструкция ручного сажеобдувателя
2. Описание действий и обслуживание
Ручной сажесдуватель подключается к трубопроводу сжатого воздуха под давлением
Р = 0,5–0,8 МПа с помощью упругого шланга (дет. 4). В каждом изоляционном щите газовой
части котла находится соответствующее смотровое отверстие (рис. 10), прикрытое подвижным клапаном – заглушкой 1 на (рис. 11). Сажесдуватель следует вкладывать по очереди в
каждое смотровое отверстие, сперва приоткрыв клапан-заглушку (дет. 1) (см. рис. 9). Шланговый наконечник сажесдувателя в отверстии уплотняется асбестовым шнуром или паклей,
чтобы не допустить выброс сажи через смотровое отверстие. Нажав пусковой рычаг, держим
его в этом положении около 4-5 с, а потом отсекаем вход воздуха. Это действие повторяем
3-4 раза для каждого смотрового отверстия в изоляционных щитах с перерывами около 15 с,
чтобы не допустить охлаждения обогреваемой поверхности котла.
Применяемая частота работы сажесдувателя должна быть такой, чтобы на обогреваемой
поверхности не было сажи, а её следует определить на основании периодических осмотров
52
обогреваемой поверхности котла через смотровые отверстия, для чего следует снять изоляционный щит (дверцу) дымовой коробки и произвести осмотр вышеуказанной поверхности согласно рекомендациям инструкции по обслуживанию котла.
Рис. 10. Вид вертикального расположения отверстия
для ввода сажеобдувателя
Рис. 11. Горизонтальный вид ввода сажеобдувателя
53
Сажеобдувочные аппараты для очистки дымогарных труб газотрубных котлов устанавливают в огневой камере (рис. 12).
При выключении аппарата сопловая часть, выполненная из специальной жаропрочной
стали, втягивается в защитный кожух – трубу, которая охлаждается, проходя через водяное
пространство между задним днищем котла и задней стенкой огневой камеры.
Рис. 12. Сажеобдувочный аппарат оборотного котла:
1 – головка; 2 – задняя стенка огневой камеры; 3 – окна; 4 – червяк; 5 – маховик управления
перемещением ствола и подачей пара; 6 – штифт, перемещающийся в винтовой канавке ствола
для обеспечения поворота головки; 7 – кожух
В водотрубных котлах используют как паровые, так и воздушные сажеобдувочные аппараты, управляемые вручную (рис. 13) или автоматически (рис. 14).
Односопловой выдвижной сажеобдувочный аппарат (рис. 13) устанавливают в топке и
других высокотемпературных зонах газового тракта котла. Сопловая часть, имеющая несколько
отверстий, из втянутого положения, в котором она защищена, посредством червячной передачи
выдвигается в рабочее положение, после чего с помощью кулачка открывает клапаны подвода
пара. Угол поворота задаётся профилем кулачка, благодаря чему струя имеет только заданное
направление. Маховик привода ручного управления устанавливается в удобном месте.
Рис. 13. Выдвижной сажеобдувочный аппарат с ручным управлением:
1 – трубопровод подвода пара; 2 – кулачок
Рис. 14. Воздушный сажеобдувочный аппарат с автоматическим управлением:
1 – труба; 2 – механизм поворота трубы; 3 – место подвода сжатого воздуха от блока управления;
4 – механизм управления подачей воздуха; 5 – трубопровод подвода сжатого воздуха
54
Обдувка начинается с открытия вручную подачи воздуха на систему и заканчивается
автоматически, когда главный регулятор завершает цикл управления всеми сажеобдувочными
аппаратами. Каждый аппарат совершает ряд последовательных обдувов продолжительностью
1 с, во время которых многоструйный сопловой элемент поворачивается на 17,5°. Управляющий воздух приводит в движение храповик, поворачивающий элемент, и сервомотор клапана
подачи обдувочного воздуха. У главного регулятора подобный храповой механизм служит для
последовательной подачи управляющего воздуха к сажеобдувочным аппаратам.
Длинноходовой выдвижной аппарат. Так как возможность эффективного обслуживания высокотемпературных зон газового тракта современных напряжённых паровых котлов с
помощью короткоходовых сажеобдувочных аппаратов ограничена, были разработаны длинноходовые выдвижные аппараты. Длина выдвигаемой части может достигать 4,5 м, поэтому
для аппаратов требуется значительное пространство. В котлах с передним расположением
форсуночных устройств такие аппараты часто выдвигаются через потолок топки, в котлах с
верхним расположением форсуночных устройств аппараты устанавливаются сбоку.
В длинноходовом выдвижном сажеобдувочном аппарате (рис. 15) стальной кожух
обеспечивает защиту механизма и выдвигаемого ствола, из жаропрочной стали. Пар к выдвигаемому стволу подводится через неподвижную трубу, изготовленную из нержавеющей стали.
Между стволом и трубой подвода пара расположено сальниковое уплотнение. Для возможности поступательного движения ствола предусмотрен цепной привод, который с помощью редуктора соединён с двигателем.
В некоторых водотрубных котлах аппараты для обдувки конвективных поверхностей
нагрева выполнены в виде длинных труб из жаропрочной стали с рядом сопел. Во время работы труба аппарата должна поворачиваться, как стеклоочиститель автомобиля, скользя по
предусмотренным для её поддержания трубкам, охлаждаемых воздухом. Большое значение
для эффективной работы аппаратов имеет правильная установка сектора обдувки, который
может достигать 90°. В случае ремонта кожуха котла, если требуется демонтаж сажеобдувочного аппарата, необходимо следить за правильной установкой сектора обдувки.
Рис. 15. Длинноходовой выдвижной сажеобдувочный аппарат:
1 – пружина натяжения цепи; 2 – кожух; 3 – ролики привода ствола; 4 – зубчатые колеса;
5 – цепь механизма поступательного движения ствола; 6 – привод от редуктора; 7 – сопловая головка;
8 – выдвижной ствол; 9 – цепь механизма поворота ствола; 10 – червяк механизма поворота;
11 – сальниковое уплотнение; 12 – трубопровод подвода пара к стволу; 13 – клапан подвода пара
Средняя температура дымовых газов в низкотемпературной зоне газового тракта водотрубного котла такова, что можно использовать неподвижные сажеобдувочные аппараты, которые устанавливают в парообразующей части котла, пароперегревателе, промежуточных пароперегревателях, экономайзерах и воздухоподогревателях.
55
На рис. 16, а показан многосопловой сажеобдувочный аппарат вращающегося типа
фирмы «Клайд», а на рис. 16, б – многосопловой аппарат консольного типа, устанавливаемый
на воздухоподогревателях «Юнгстрем». Снабжённые соплами стволы устанавливают сверху
и снизу вращающейся части воздухоподогревателя.
Обдувка производится путем ручного включения подачи пара на сажеобдувочные
устройства и включения блока автоматизированного дистанционного управления сажеобдувочными устройствами.
При включении блока управления сажеобдувочными устройствами должна обеспечиваться последовательность обдувки поверхностей нагрева по ходу движения газов.
Рис. 16. Многосопловые сажеобдувочные аппараты:
1 – ствол сажеобдувочного аппарата (стрелками показаны направление вращения
ротора воздухоподогревателя и траектория струи); а) многосопловой сажеобдувочный
аппарат вращающегося типа фирмы «Клайд», б) многосопловой аппарат консольного
типа, устанавливаемый на воздухоподогревателях «Юнгстрем»
Для улучшения очистки поверхностей нагрева от нагара применяются различные разрыхляющие и отрывающие нагар от трубок средства, к примеру: «Амероид» – очиститель
нагара (Ameroid Rust Strippler) – комбинация наиболее эффективных препаратов, обеспечивающих окисление плотно приставших отложений на поверхности нагрева котлов с огневой стороны, чтобы удалить их во время обдува котла. Препарат выполнен в виде прутков, которые
периодически вводят в топочное пространство через смотровые лючки или цилиндрическую
часть горелки при снятой форсунке.
Для очистки поверхностей нагрева котлов также применяется метод инфразвуковых
волн. Шведской фирмой “Infrasonik AB” разработано устройство “Infrafone”, американской
компанией “Drayton Corporation” устройства САТ 25-230 и САТ 72-100 и британской фирмой
“Turbine Service International Ltd.” система для автоматической очистки поверхностей нагрева
паровых котлов с газовой стороны “Ventax Automatic Cleaning System” (“Ventax”) на основе
воздействия инфразвуковых волн на отложения сажи и нагара.
Основными компонентами системы “Ventax” являются вибратор и звуковой генератор. В состав системы входят также воздушный компрессор с электроприводом мощностью
5,5 кВт, два воздушных баллона ёмкостью по 250 л и устройства автоматического управления, скомпонованных в один модуль. На одном его конце укреплён вибратор, а второй конец
56
заканчивается выходным патрубком, которым генератор соединяется с люком котла, открывающим доступ к пучкам труб, омываемых газами. На боковой стороне модуля установлен
шкаф, содержащий аппаратуру автоматического управления.
Воздух под давлением 0,8 МПа поступает в вибратор, имеющий в своём составе вращающийся золотник и мембранный механизм. В вибраторе генерируются инфразвуковые
волны частотой 20 Гц, которые в звукогенераторе усиливаются до уровня 130–135 дБ и
направляются на пучки труб парового котла.
При высоких температурах уходящих газов на выходе из котла происходит процесс сухой очистки, для осуществления которого достаточно воздействия инфразвуковых волн. Система “Ventax” включена постоянно и управляется таймером, который дважды в час подаёт
воздух в вибратор в течение шести секунд путём открытия электромагнитного клапана на воздушном трубопроводе (диаметром около 50 мм). При таком режиме работы расход воздуха
составляет 10 кг/ч. Если система “Ventax” установлена на утилизационном котле судового ГД,
в комплект автоматического устройства входит также датчик давления выпускных газов двигателя. При остановке ГД давление выпускных газов понижается и работа системы “Ventax”
блокируется, хотя её воздушный компрессор может продолжать работать до достижения в воздушных баллонах заданного давления 0,8 МПа. Когда ГД вновь запускается и в его выпускном
коллекторе появляется давление, датчик давления выпускных газов разблокирует систему
“Ventax”, и она продолжает работать в автоматическом режиме.
При температурах уходящих газов на выходе из котла ниже точки росы отложения сажи
и нагара становятся влажными и липкими. В этом случае в системе “Ventax” предусмотрена
подача водного раствора едкого натра (или какого-либо другого моющего средства) на пучки
труб через распыляющие сопла. Количество подаваемого раствора в системах, устанавливаемых на утилизационных котлах судовых ГД, подбирается таким образом, чтобы исключить
стекание раствора по выпускным патрубкам к клапанам или окнам двигателя. В системе также
осуществляется контроль показателя концентрации водородных ионов рН в возвратной цистерне, который поддерживается равным 8,0.
Влажную очистку поверхностей нагрева выполняют перед сухой очисткой. Качество
очистки контролируют по значениям температуры газов на выходе из пучка труб котла и разности температур газов на входе и выходе из пучка труб, сравнивая текущие значения с теми,
которые имели место, когда пучок был чист. Если сухая очистка выполняется после влажной,
то нужно следить за тем, чтобы температура газов на выходе из пучка труб при сухой очистке
не превышала более чем на 20 оС то значение, которое получено после влажной очистки. Если
превышение становится большим, то это свидетельствует о необходимости повторить влажную очистку. Методика влажной очистки изложена в разделе, посвященном очистке котлов.
Особенности обслуживания утилизационных котлов
В утилизационных котлах с полным или частичным перепуском газов при подготовке
к пуску необходимо проверить положение заслонок и плавность работы их приводов и сервомоторов. На режимах малых нагрузок двигателей следует производить перепуск выпускных
газов для предотвращения интенсивного отложения сажи.
Если вводу в действие утилизационного котла предшествовало «сухое хранение», необходимо заполнить котел водой и проверить закрытие воздушных и дренажных клапанов.
Во время работы утилизационного котла следует периодически контролировать:
– уровень воды в барабане котла или сепараторе;
57
– давление перегретого и насыщенного пара;
– температуру перегретого пара;
– давление и температуру питательной воды;
– давление и температуру воды в циркуляционном контуре;
– температуру газов на входе в котел и выходе из котла;
– сопротивление газового тракта котла;
– химический состав котловой и питательной воды.
Следует систематически удалять сажу и гудрон из приемной камеры и с поверхности
нагрева котла всеми средствами, как на ходу судна, так и на стоянке. Признаком загрязнения котла является увеличение температуры газов за котлом, газового сопротивления при
заданных параметрах выпускных газов двигателя. Гудрон следует спускать не реже одного
раза в сутки.
Необходимо следить за работой водяного затвора приемной камеры котла. Появление
воды в сливной воронке свидетельствует о повреждении труб. При подготовке котла к вводу
в действие следует проверять исправность дренажной системы и заполнять водой водяной
затвор.
При работе утилизационного котла допустимо колебание уровня воды в пределах видимости водоуказательного прибора. Если колебания превышают допустимые значения, то
необходимо отключить котел и устранить неисправность средств автоматизированного регулирования уровня.
Следует принимать своевременные меры для устранения неплотностей обшивки утилизационного котла и попадания выпускных газов в машинное отделение.
При загорании сажи и гудрона в обшивке котла необходимо дать пар на паротушение,
подготовить к действию пожарную водяную систему и протянуть к котлу шланги. В процессе
тушения пожара следует контролировать работу системы дренажа приемной камеры котла и
газохода двигателя, температуру кожуха по высоте котла, температуру газов на входе в котел
и выходе из него, наличие искр на выхлопе. При необходимости, если позволяет обстановка,
на время тушения пожара нужно остановить двигатель и загерметизировать его всасывание.
При выводе утилизационного котла из действия циркуляционный насос следует останавливать не ранее трех часов после остановки двигателя.
Контрольные вопросы
1. Перечислите устройства сажеобдува, применяемые для очистки поверхностей нагрева
котлов в действии.
2. Какие требования следует выполнить при применении сажеобдува?
3. Какой метод очистки сажи кроме обдува может применяться?
4. Применяется ли влажная очистка поверхностей нагрева котла в действии?
5. Какие операции следует производить при подготовке утилизационного котла к
пуску?
6. Что необходимо контролировать во время работы утилизационного котла?
7. Какие действия следует выполнять в процессе эксплуатации утилизационного котла?
8. Какие действия необходимо предпринять при возгорании сажи?
58
Раздел 4
МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ
ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Предотвращение повреждений и аварий котлов
Повреждения поверхностей нагрева, разрывы труб и аварии котлов являются следствием:
– упуска воды;
– «простуды» (резкого охлаждения котла);
– перегрева металла котла;
– чрезмерного повышения давления пара при неисправностях предохранительных клапанов;
– неудовлетворительного качества ремонта котла;
– изношенности котла и неудовлетворительного контроля технического состояния;
– неправильного ввода котла в действия.
При работе котла особое внимание следует обращать на признаки, характеризующие
его перегрев, а именно на покраснение отдельных частей котла, выпучины, отдулины, провисания труб или деформации стенок, течи в соединениях труб, связей и швах, появление окалины, расслоения металла и разрывы отдельных частей. Перегрев жаровых труб и огневых
камер с образованием выпучин с разрывом металла в районе выпучин может привести к
взрыву газотрубного котла.
При разрывах парообразующих труб, появлении групп свищей, значительных проседаний жаровой трубы, выпучин и трещин на поверхностях нагрева и коллекторах, угрожающих безопасности работы, котел необходимо экстренно вывести из действия и дать ему
постепенно остыть.
При любом повреждении котла старший механик должен быть вызван в котельное отделение. Если до прибытия старшего механика пребывание людей в котельном отделении по
характеру повреждения становится невозможным, угрожающим жизни, вахтенный механик
обязан немедленно вывести людей из помещения, доложив об этом старшему механику и вахтенному помощнику капитана. Для предупреждения дальнейшего развития аварии вахтенный
механик выводит из действия аварийный котел, пользуясь для этого аварийными приводами к
клапанам.
Запрещается вводить в действие котлы:
– имеющие неисправные предохранительные клапаны, водоуказательные приборы или
манометры;
– при отсутствии двух исправных питательных средств (кроме утилизационных котлов,
допускающих работу всухую);
– с неисправными системами и клапанами продувания, питания, сажеобдувки, подачи
топлива и воздуха, обеспечивающими безопасную эксплуатацию котельной установки;
– с неисправными аварийными дистанционными приводами предохранительных, стопорных и быстрозапорных топливных клапанов;
– с незаделанными трещинами в ответственных частях котла;
– с неисправными средствами регулирования, сигнализации и защиты автоматизированных котлов;
– с числом заглушенных труб и их провисанием, превышающим нормы, записанные в
инструкции завода-изготовителя или РС, с обрывами труб и связей;
59
– с течью соединений в трубных решетках;
– с разрушенной обмуровкой защищаемых частей пароводяного и водяных коллекторов и камер или хотя бы одной из стенок топки котла;
– с выпучинами на плоских стенках огневых частей со стрелкой прогиба более толщины листа, с местными выпучинами жаровых труб более двух толщин листа, с деформацией
жаровых труб более 3 % от среднего диаметра в месте замера и сужением их более 5 % от
построечного диаметра;
– с неисправными фильтрами питательной воды, дозировочными устройствами для
ввода химических реагентов в котел и маслоотделителями.
Отступление от вышеизложенных требований и снижение рабочего давления или паропроизводительности котла должны быть зарегистрированы. По приходе судна в порт котел
в необходимых случаях должен быть предъявлен для внеочередного освидетельствования РС.
При поступлении воды в котельное помещение необходимо пустить в действие имеющиеся водоотливные средства и выяснить причину поступления воды. Если, несмотря на принятые меры, вода продолжает поступать, доложить об этом старшему механику и на ходовой
мостик. При угрозе подхода воды непосредственно к нагретым ответственным частям котла с
разрешения капитана экстренно вывести котлы из действия и открыть принудительно предохранительные клапаны.
Меры предосторожности при упуске воды из котла
Причинами упуска воды их котла могут быть:
– неправильные действия обслуживающего персонала;
– неисправности водоуказательных приборов;
– неисправности регуляторов питания;
– неисправности питательных насосов;
– пропуски клапанов нижнего продувания;
– течи испарительных, дымогарных труб, змеевиков и петель экономайзера;
– неисправность питательных клапанов котла;
– большие пропуски питательного трубопровода;
– неисправное состояние систем автоматики и защиты котла;
– отсутствие воды в теплом ящике.
Признаки упуска воды в котле:
– отсутствие уровня в водоуказательных приборах, не появляющегося после их продувания;
– свист сухого пара при открывании нижних пробных кранов (если таковые имеются);
– покраснение и побеление от перегрева видимых частей поверхности нагрева котла;
– заметные провисания групп или отдельных труб поверхностей нагрева.
При быстром снижении уровня воды в водоуказательном приборе следует уменьшить
подачу топлива, снизить или прекратить расход пара на потребители, установить и устранить
причины быстрого снижения уровня.
При упуске воды из котла необходимо немедленно:
– прекратить горение;
– прекратить питание;
– прекратить подачу воздуха;
– закрыть стопорные клапаны;
– сообщить вахтенному помощнику капитана и старшему механику, а затем:
60
– открыть вручную предохранительные клапаны и спустить пар;
– закрыть заслонки воздухонаправляющих устройств и принять другие меры к недопущению местного и общего резкого охлаждения котла.
Питание котла категорически запрещается, если уровень воды в нем упал ниже нижнего пробного крана в газотрубных и газоводотрубных котлах и ниже нижней кромки водоуказательного прибора в водотрубных котлах.
После вывода котла из действия по причине упуска воды необходимо тщательно осмотреть котел и при отсутствии видимых повреждений (проседаний топки, выпучин, трещин, деформации труб, пропусков пара и воды) провести гидравлическое испытание на рабочее давление. Если течи и деформации элементов не обнаружены, котел может быть допущен к дальнейшей эксплуатации, о чём должны быть произведены соответствующие записи в машинном
журнале. По приходе в порт котел должен быть предъявлен РС для освидетельствования.
Предотвращение и тушение пожара в котельном помещении
Для предотвращения и при тушении пожара в котельном помещении следует строго
руководствоваться указаниями «Наставления по борьбе за живучесть судов».
В случаях горения сажи в газоходах котла необходимо немедленно выключить форсунки и котельные вентиляторы, усилить по возможности подачу воды в экономайзер, включить в действие паровые сажесдуватели, а при наличии соответствующих устройств – пустить
в газоходы углекислый газ или другие огнегасители.
В тех случаях, когда пожар возник под котлами, необходимо пользоваться аппаратами
низкократной пены химических или воздушнопенных огнетушителей или ввести в действие
местное стационарное паротушение. Остатки топлива под настилом следует тушить паром,
пеной, песком или огнетушителем.
При обнаружении пожара до принятия решения о прекращении действия котла и всех
вспомогательных механизмов в котельном помещении необходимо попытаться ликвидировать пожар местными средствами. Если пожар возник в результате разрыва топливного трубопровода, необходимо прекратить доступ топлива в поврежденный трубопровод.
Если стала очевидной необходимость вывода личного состава из котельного помещения для использования объемного способа тушения, необходимо:
– котлы экстренно вывести из действия с помощью местных или дистанционных приводов, для чего немедленно остановить топливные насосы, закрыть быстрозапорные клапаны
на подаче топлива к форсункам и у расходных топливных цистерн, выключить подогрев топлива, прекратить питание котлов, остановить вентиляторы и закрыть воздушные заслонки и
отверстия;
– удалить людей из горящего помещения, используя выходы, находящиеся на наиболее
низком уровне;
– после ухода людей из котельного отделения немедленно загерметизировать его;
– пустить пар, углекислый газ или другое огнегасящее средство в котельное отделение.
При необходимости затопления котельного отделения, являющегося крайней мерой тушения пожара, необходимо во избежание взрыва полностью спустить пар из котлов.
Контрольные вопросы
1. Каковы причины повреждения и аварий котлов?
2. На какие признаки перегрева элементов котла следует обращать внимание?
3. Какие действия следует совершать при повреждениях котла?
61
4. Когда запрещается вводить котёл в действие?
5. Какие действия следует выполнять при поступлении воды в котельное отделение?
6. Какие могут быть причины упуска воды из котла и по каким признакам это можно
обнаружить?
7. Какие действия следует выполнять при обнаружении упуска воды из котла?
8. Что делать после вывода котла из действия из-за упуска воды?
9. Какие действия следует предпринять при возгорании сажи, возникновении возгорания под котлом, воспламенении топливного трубопровода?
11. Какие действия следует выполнять при необходимости эвакуации людей из котельного помещения?
62
Раздел 5
ЭКСПРЕСС-МЕТОД ТЕПЛОХИМИЧЕСКИХ
ИСПЫТАНИЙ СУДОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК И ПОРЯДОК ИХ ПРОВЕДЕНИЯ
Целью теплохимических испытаний котельной установки является определение тепловых характеристик парового котла и качественных характеристик питательной и котловой
воды и их соответствия нормативным показателям значений величин завода-изготовителя.
Для котельной установки нормативными показателями параметров на номинальной
нагрузке котла определяются, как правило, показатели:
1) параметры пара, Рн, МПа;
2) номинальная паропроизводительность, D, кг/с (т/ч);
3) коэффициент полезного действия котла, ηк;
4) температура уходящих газов, tух, °С;
5) аэродинамическое сопротивление газовоздушного тракта, Нк, Па;
6) коэффициент избытка воздуха при сгорании топлива, α;
7) давление топлива перед топочным фронтом, Рт, МПа;
9) допустимая вязкость топлива, (ВУ), °Е;
9) расход топлива, В, кг/с (кг/ч);
10) показатели качества питательной и котловой воды по концентрации примесей в
виде солей, углеводородов и кислорода.
В процессе эксплуатации значения величин указанных показателей могут изменяться
по различным причинам, что может приводить к снижению технико-экономических характеристик и надежности котельной установки.
Выполнение теплохимических испытаний котельной установки с определением фактических значений показателей на номинальной и долевых нагрузках котла позволяет установить взаимосвязь параметров, их несоответствие нормативным значениям и определить необходимые корректирующие воздействия на элементы котельной установки с восстановлением
показателей ее высокоэффективной работоспособности и надежности.
Трудоемкость выполнения теплохимических испытаний котельной установки в полном
объеме достаточно велика, что предопределяет высокую стоимость работ и большие затраты
судовладельца. В результате эксплуатации котельных установок в течение длительного срока
без периодических испытаний зачастую происходит снижение их технико-экономических показателей и понижение надежности, что отрицательно влияет на частоту, длительность и стоимость ремонтных работ.
Кафедрой СКТУ и ВЭО МГУ им. адм. Невельского предложен экспресс-метод теплохимических испытаний котельной установки, согласованный с РС и отличающийся сокращенной методикой испытаний по количеству измеряемых параметров, используемых приборов и
методам расчетов искомых величин. При этом результаты испытаний обеспечивают необходимый анализ состояния котельной установки и позволяют выявить причины несоответствия
эксплуатационных и нормативных показателей с выработкой рекомендаций по увеличению
эффективности эксплуатации котельной установки.
Определение максимальной паропроизводительности котла
и потерь теплоты в окружающее пространство
Для определения максимальной паропроизводительности вспомогательного котла
необходимо предварительно установить максимальную нагрузку топочного устройства котла
63
путем подачи максимального расхода воздуха и топлива при бездымном горении. При этом
также целесообразно установить средний уровень воды в котле по водоуказателю. После этого
произвести закрытие главного стопорного клапана котла на короткий промежуток времени,
соответствующий периоду от 60 до 300 с. При этом давление пара в котле должно быть ниже
номинального значения по крайней мере на величину 0,1 МПа. После закрытия стопорного
клапана по штатному манометру фиксируют давление пара в котле как начальное, соответствующее Рmin , и время при помощи секундомера как нач = 0.
Работа топочного устройства при закрытом стопорном клапане сопровождается ростом
давления пара в котле и увеличением аккумулирующей способности котловой воды и металла
конструкции котла. Как правило, в технической документации имеется информация о водосодержании котла Gв и сухой массе котла Gм. При достижении максимального давления пара в
котле, соответствующего Рmax, фиксируют время подъема до конечного давления, как кон. Период времени  = кон – нач, соответствующий увеличению давления пара в котле от Рmin до Рmax,
позволяет определить максимальные значения тепловой мощности и паропроизводительности
котла. Тепловая мощность парового котла, Qк, кВт, в этом случае определяется по формуле:
Qк = Gв(Imax – Imin) + Gм См t/,
(1)
где
Gв, Gм – водосодержание и масса металла котла, в кг;
Imax, Imin – энтальпия котловой воды при максимальном и минимальном давлениях,
кДж/кг;
См = 0,5 кДж/(кг·К) – средняя теплоемкость большинства сталей;
t – разность температур насыщения воды при максимальном и минимальном давлениях, К;
 – период подъема давления пара от минимального до максимального, с.
Максимальная паропроизводительность котла, Dк, кг/с, определяется в зависимости от
тепловой мощности по формуле:
Dк = Qк/ (Iп – Iпв),
(2)
где
Iп, Iпв – энтальпия пара и питательной воды при номинальном давлении пара, кДж/кг.
Среднеквадратичная погрешность измерения тепловой мощности и паропроизводительности котла по предложенному методу определяется погрешностью величин, измеряемых
при испытаниях. Оценим среднюю величину погрешности при испытаниях вспомогательных
котлов, работающих при номинальном давлении пара Р ном = 0,8 МПа с рабочим манометром
класса точности 1,5 и верхним пределом измерения давления 1 МПа. Для такого манометра
относительная погрешность ро = 1,5 %, а абсолютная погрешность измерения давления составляет величину 0,015 МПа. Для давления 0,8 МПа относительная погрешность составит
величину р = ро×1,0/0,8 = 1,875, а измерения выполнены в пределах от 0,785 до 0,815 МПа.
В этом случае по таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара находим, что результаты определения энтальпии и температуры находятся в пределах относительной погрешности Iо = 0,96 % и tо = 0,93 %. Относительные погрешности разности энтальпий и температур, как следует из опыта автора по калибровке манометров при условии одностороннего монотонного либо роста либо снижения давления, будут находиться в пределах двойной относительной погрешности измерения энтальпии и температуры, поэтому I = 2×io = 1,92 %, t =
2×to = 1,86 %. Если время определения изменения давлений находится в пределах 1 с при
общем времени подъема давления пара в котле 100 с, то погрешность определения времени
составит величину  = 1 %.
64
Если пренебречь погрешностью определения водосодержания котла и его массы, то
среднеквадратичная погрешность определения тепловой мощности котла будет иметь вид:
к = (i2 + t2 + 2 )0,5 = 2,85 %.
(3)
Погрешность определения энтальпии пара также зависит от погрешности определения
давления и в соответствии с таблицами теплофизических свойств ее можно оценить
величиной относительной погрешности σip = 0,07 %. Погрешность энтальпии питательной
воды зависит от погрешности измерения температуры питательной воды. Если использовать
стеклянный жидкостный термометр для измерения температуры питательной воды tпв = 50 °
C с верхним пределом показаний термометра 100 °С и ценой деления шкалы 1 °С, то его
относительная погрешность составит σtпвo = 1 %, а относительная погрешность измерения
температуры питательной воды σtпв = σtпвo×100/50 = 2 %. Относительная погрешность
измерения энтальпии питательной воды согласно теплофизических свойств воды при данной
температуре составит величину σпв = 4,1 %. В этом случае относительная погрешность
определения разности энтальпий пара и питательной воды будет иметь вид:
iпв = (2*in2 + пв2)0,5 = 4,3 %.
(4)
Относительная погрешность паропроизводительности вспомогательного котла рассчитывается по формуле:
D = (к2 + iпв2)0,5 = 5,16 %.
(5)
Из приведенных результатов следует, что при помощи штатных приборов котла можно
получить величину паропроизводительности вспомогательного котла с погрешностью около
5 %, при этом не требуется использование расходомерных устройств, которые обладают показателями погрешности не менее 2 % измеряемой величины. При использовании предложенного экспресс-метода нет необходимости в проектировании расходомерного устройства, его
изготовлении, калибровке, установке по месту и согласовании в инспекции РС. В этом случае
сокращаются расходы на испытания и время выполнения измерений.
Расчет абсолютной потери теплоты котлом в окружающее пространство обычно выполняется трудоемким способом, заключающимся в том, что нужно измерять площади внешних поверхностей котла, имеющих различные температуры, а также осуществлять измерения
этих температур, затем рассчитывать потери на отдельных участках поверхности на основе
использования уравнений теплоотдачи. В результате такие измерения выполняются чрезвычайно редко, а чаще всего используются статистические данные по аналогии котлов различных типов, для которых величина относительных потерь может меняться в пределах от 1 до
5 %. Такой широкий диапазон потерь затрудняет оценку КПД котлов при испытаниях и по
сути сводится к необходимости списывать неточности измерений (погрешности) на невязку
теплового баланса, куда входит и величина потерь теплоты в окружающее пространство.
Абсолютную величину потерь, Q5, кВт, можно определить с высокой точностью, не
прибегая к грубой оценке, следующим образом. Достаточно измерить скорость падения давления пара в котле при закрытом стопорном клапане и при среднем уровне воды, установленном по водоуказательной колонке. В этом случае падение давления в котле происходит исключительно за счет отвода теплоты стенками котла в окружающее пространство аналогично
ранее приведенной зависимости для увеличения давления пара:
Q5 = Gв(Iнач – Iкон) + GмСмtсн/сн,
(6)
где выражение в квадратных скобках представляет собой потерю теплоты, кДж, в результате
охлаждения котловой воды и металла конструкции котла. Здесь Iнач, Iкон – начальное и конечное
65
значения энтальпии котловой воды, соответствующей начальному Р нач и конечному Ркон давлениям пара в котле; tсн – снижение температуры насыщения при снижении давления пара в
котле, К; сн – период времени снижения давления пара в котле, с.
Определение погрешности Q5 выполняется аналогично изложенному выше при расчете
погрешности определения тепловой мощности котла по зависимости (3) и составляет величину менее 5 = 3 %.
Относительная величина потерь теплоты, q5, в окружающее пространство на максимальной (номинальной) нагрузке котла будет иметь вид:
q5 = Q5 / Qк.
(7)
Определение КПД котла по методу Равича
Для определения КПД котла по методу Равича необходим химический газоанализатор
типа ГХП-100 с газоотборной трубкой и термометр или термопара с пределом измерения температур до 500 С. При этом анализ уходящих газов от котла выполняется для двух компонентов объема газовой смеси – суммы объема трехатомных газов в виде RO2 = СО2 + SО2 и объема
кислорода О2. Методика состоит в следующем. Перед испытаниями на газовыпускном патрубке уходящих газов монтируется два штуцера для отбора газов и размещения термометра
(термопары) с целью определения температуры уходящих газов tух. На всасывающем патрубке
котельного вентилятора устанавливается термометр для определения температуры холодного
воздуха tхв. Осуществляется зарядка поглотительных сосудов газоанализатора свежими реагентами в виде раствора КОН и пирогаллола. Сосуд с едким калием предназначен для поглощения трехатомных газов, а сосуд с пирогаллолом – для поглощения кислорода. Определение
объема продуктов неполного сгорания топлива в виде окиси углерода СО осуществляется расчетным путем. Анализ газов выполняется в приведенной ниже последовательности.
Устанавливается режим бездымного полного сгорания топлива в топке без образования
окиси углерода, газоанализатором отбирается проба газов в количестве 100 мл и путем пропускания газов через поглотительные сосуды газоанализатора определяется объемная концентрация RO2 и О2 в процентах. Это позволяет установить характеристику сжигаемого топлива
по RO2max, численное значение которой для различных жидких топлив в зависимости от концентрации углерода в них лежит в пределах от 15,8 до 16,2. Расчет ведется по формуле:
RO2max = 100×RO2/ (100 – 4,76×O2).
(8)
Устанавливается максимальная (номинальная) нагрузка котла по расходу топлива, отбирается проба газов и выполняется неполный газовый анализ с определением концентрации
RO2 и О2. Также определяется концентрация продуктов неполного сгорания топлива в виде
СО по формуле:
СО = [ 100(RO2max – RO2) – 4,76×RO2max×O2 ] / (100 – 1,904*RO2max). (9)
Коэффициент определяется разбавления продуктов сгорания по формуле:
(10)
h = RO2max/ (RO2 + CO).
Относительная потеря теплоты с химическим недожогом топлива определяется по
формуле:
q3 = 0,031×CO×h.
(11)
Относительная потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:
q2 = (tух – tхв) С + 0,685(h – 1)/2100,
где коэффициент С зависит от величины температуры уходящих газов.
66
(12)
При tух = 200 С величина С = 0,85, при tух = 300 С величина С = 0,84, при tух = 400 С
величина С = 0,86. Промежуточные значения коэффициента С определяются линейной интерполяцией в зависимости от tух.
Коэффициент избытка воздуха, , при сгорании топлива по результатам измерений
находится по формуле:
(13)
 = 1 + 0,95(h – 1).
Определение величины всех относительных величин потерь теплоты при работе котла
на данной нагрузке позволяет найти КПД котла в виде:
к = 1 – q2 – q3 – q5.
(14)
Погрешность определения КПД котла зависит от погрешности величин, входящих в
выражение (14).
Абсолютная погрешность определения концентрации газовых компонентов при помощи газоанализатора ГХП-100 составляет величину единицы цены деления измерительной
бюретки 0,2 мл. Учитывая, что полный объем бюретки составляет 100 мл, получим относительную погрешность измерения концентрации газа в виде б = 0,2 %. Для средней концентрации RO2max = 16 % в составе пробы газов относительная погрешность определения RO2max
составит величину
R = б×100/16 = 1,25 %.
(15)
Для средней концентрации RO2 в составе продуктов сгорания около 12 % относительная погрешность определения RO2 = 1,7 %.
Определение концентрации кислорода в составе уходящих газов дает среднее значение
около 5 %, что предопределяет относительную погрешность измерения концентрации кислорода О2 = 4 %.
Разность (RO2max – RO2) для принятых условий позволяет оценить относительную погрешность в виде σRR = 5 %.
Расчет концентрации окиси углерода дает возможность определить относительную погрешность в виде:
(16)
со = (RR2 + R2 + RO22 + O22)0,5 = 6,74 %.
Относительная погрешность коэффициента разбавления
h = (RR2 + со2)0,5 = 8,4.
(17)
Относительная погрешность потери теплоты с химическим недожогом топлива в соответствии с формулой (11) будет иметь вид:
3 = (со2 + h2)0,5 = 10,8 %.
(18)
Относительная погрешность определения потери теплоты с уходящими газами в соответствии с формулой (12) определится в зависимости от относительной погрешности разности
температур уходящих газов и холодного воздуха и относительной погрешности коэффициента
разбавления h. Учитывая, что величина h  1,3, разность (1 – h) может быть оценена относительной погрешностью h1 = h/3. Принимая приближенно относительную погрешность разности температур tух = 2 %, получим относительную погрешность определения потери теплоты с уходящими газами в виде:
2 = (h12 + tух2)0,5 = 3,44 %.
(19)
Относительная погрешность определения коэффициента избытка воздуха по данным
газового анализа будет определяться в соответствии с формулой (13) как h1 = 2,8 %.
67
Относительная погрешность определения КПД по обратному методу измерения
потерь теплоты, которые в совокупности составляют величину около 20 % располагаемой
теплоты топлива, определится с учетом примерного распределения долей потерь q2 = 16 %,
q3 = 1 %, q5 = 3 %. В этом случае относительная погрешность определения КПД, ησ, будет
определяться пропорционально долям величин погрешности соответствующих потерь.
Соответственно, σ22 = σ2×q2 = 0,55 %; σ33σ = 3*×q3 = 0,11 %; σ55σ = 5×q5 = 0,09 %. Тогда
 = (222 + 332 + 552)0,5 = 0,57 %.
(20)
Полученный результат показывает, что с учетом дополнительных погрешностей по водосодержанию котла и его массе относительная погрешность определения КПД котла не превышает 1 % и существенно ниже погрешности КПД, соответствующей 2 % и допускаемой при
тепловых расчетах котла.
Вывод: предложенный экспресс-метод определения теплотехнических характеристик
котла с использованием штатных приборов, газоанализатора ГХП-100 и стеклянных термометров дает надежные результаты и может успешно применяться в практике теплотехнических испытаний котла.
Определение характеристик котла на долевых нагрузках
Определение тепловой мощности (паропроизводительности) котла на долевых нагрузках осуществляется в зависимости от принятого способа регулирования нагрузки и питания
котла (позиционное или всережимное).
При позиционном регулировании нагрузки котла при паропроизводительности ниже
номинальной сниженную (долевую) паропроизводительность можно определить двумя способами в зависимости от принятой тепловой схемы.
Во-первых, если расходная топливная цистерна подключена только к котлу, искомую
величину паропроизводительности можно определить в зависимости от расхода топлива по
показаниям расходомера (при его наличии) или по изменению уровня топлива в расходной
цистерне. Размеры цистерны должны быть известны. Если штатный уровнемер не пригоден
для определения расхода топлива, то необходимо изготовить и подключить к расходной топливной цистерне стеклянный указатель уровня с затворной жидкостью в виде воды. При этом
площадь поперечного сечения приемной камеры с разделом уровней двух сред должна быть
примерно на два порядка больше площади поперечного сечения стеклянной трубки.
Искомая величина паропроизводительности котла в этом случае определяется по формуле, кг/с:
(21)
D = В×Qнр×ηк / (Iп – Iпв),
где
В – экспериментально измеренный расход топлива, кг/с;
Qнр = 40 000 кДж/кг – среднее значение низшой теплоты сгорания топлива (или фактическое значение по результатам анализа);
к – КПД котла, определяемый при работе топочного устройства по формуле (14) с учетом результатов измерений температур и анализа уходящих газов;
Iп, Iпв – энтальпия пара и питательной воды по результатам измерений температуры и
давления, кДж/кг.
Во-вторых, если измерение расхода топлива не представляется возможным, то искомую паропроизводительность можно найти по измеренным значениям длительности работы и
стоянки топочного устройства. При этом период вентиляции топки перед подачей топлива относится к периоду стоянки топочного устройства. При позиционном регулировании нагрузки
68
давление пара в котле меняется в зависимости от настройки регулятора давления пара от максимального значения Рmax, соответствующего моменту выключения топочного устройства из
работы, до минимального Рьшт, соответствующего моменту включения топочного устройства
в работу. Период времени снижения давления пара в котле сн, с, дает возможность определить
искомую паропроизводительность котла D, а период времени подъема давления, п, с, позволяет рассчитать расход топлива на топочное устройство. Расчеты выполняются на основе теплового баланса. При этом считается, что паровая нагрузка котла остается постоянной и определяется потребителями пара, а питательный насос не включается в работу. Период снижения
давления зависит от количества отводимого к потребителям пара D, аккумулирующей способности котла и величины потерь теплоты в окружающее пространство внешними стенками
котла (величина Q5). Уравнение теплового баланса для этого периода имеет вид:
D×Rн×сн + Q5∙сн = Gв×(Imax – Imin) + Gм×См×tм,
(22)
где
Rн – теплота парообразования при температуре насыщения, кДж/кг;
Q5 – потеря теплоты в окружающее пространство, определяемая по формуле (6), кВт;
tм – разность температур металла при снижении давления в котле, К.
Если в период снижения давления пара в работу включался питательный насос на
время пн, то в левую часть уравнения теплового баланса необходимо ввести дополнительный член в виде:
Dпн×пн×(Imin – Iпв),
(23)
где
Dпн – производительность питательного насоса, кг/с.
Если котел оборудован всережимной системой регулирования уровня воды, то в левую
часть уравнения теплового баланса необходимо ввести дополнительный член в виде:
D×сн×(Imin – Iпв).
(24)
Определение расхода топлива на топочное устройство (форсунку) по периоду работы
топочного устройства п, без включения в этот промежуток времени питательного насоса,
также определяют на основе решения уравнения теплового баланса, которое принимает вид:
В×Qнр×п/к = D×Rп×п + Gв×(Imax – Imin) + Gм×См×tм.
(25)
Если в период подъема давления пара в работу включался питательный насос, то правую часть уравнения теплового баланса следует дополнить членом
(26)
Dпн×τпн×(Imax – Iпв).
При всережимной системе регулирования уровня воды в котле дополнительный член
правой части уравнения теплового баланса будет иметь вид:
(27)
D×τп×(Imax – Iпв).
При всережимной системе регулирования расход пара определяется тепловой мощностью потребителей, а топочное устройство и питательный насос находятся в работе непрерывно. Для получения результатов по паропроизводительности котла и расходу топлива на
топочное устройство необходимо либо произвести измерения расхода топлива из расходной
цистерны, либо перейти на режим ручного управления расходом топлива на котел.
При ручном управлении расходом топлива вначале следует прекратить его подачу и
рассчитать скорость падения давления пара в котле, что позволяет определить паропроизводительность котла.
Затем следует установить расход топлива несколько больше, чем это необходимо для
поддержания давления пара. При этом давление пара в котле будет увеличиваться от нижнего
значения до верхнего, что позволит определить расход топлива на топочное устройство.
69
В обоих случаях штатным манометром выполняется измерение давления пара, температур питательной воды, холодного воздуха и уходящих газов. Также выполняется анализ состава газов за котлом с целью определения КПД котла и качества сгорания топлива в топке.
Измерения и расчеты выполняются по вышеизложенному методу.
Кратковременное (на период измерений при испытаниях) изменение числа потребителей пара позволяет проанализировать работу котла на различных нагрузках.
Контрольные вопросы
1. Какова цель теплохимических испытаний и каковы нормативные показатели котельной установки при этом определяются?
2. Как определяется максимальная паропроизводительность котла?
3. Какими методами можно определить потерю теплоты котла в окружающее пространство?
4. Как определяется КПД котла?
5. Как определяются характеристики котла на долевых нагрузках?
70
Раздел 6
ВЫВОД КОТЛА ИЗ ДЕЙСТВИЯ
И ПОСТАНОВКА НА «МОКРОЕ» И «СУХОЕ» ХРАНЕНИЕ
Прекращение работы котла
При полном выводе котла из эксплуатации необходимо:
– произвести обдувку всех поверхностей нагрева;
– перевести котел на дистанционное или ручное управление и снять нагрузку по пару,
затем отключить средства автоматического регулирования и системы сигнализации и защиты;
– произвести верхнее продувание и последующее подпитывание котла, после чего продуть пароперегреватель;
– если котел не будет осушен, довести щелочное, фосфатное и нитратное числа до
нормы, указанной в инструкции по эксплуатации;
– перевести форсунки на растопочное топливо (при наличии такой системы);
– закрыть пар на подогреватели топлива;
– уменьшить давление топлива и воздуха и последовательно выключить форсунки, одновременно прикрывая заслонки воздухонаправляющих устройств. В форсунках с продуванием паром сначала прекратить подачу топлива, а затем, после продувания форсунок от остатков топлива, подачу пара и воздуха;
– после выключения последней форсунки остановить топливный насос и выключить
подогреватель топлива;
– вывести форсунки из топки для чистки, закрыть отверстия шиберными заслонками,
принять меры по предотвращению попадания холодного воздуха в топку;
– разобщить котел от главной магистрали и трубопроводов охлажденного и насыщенного пара;
– открыть клапаны для слива гудрона из топки.
Охлаждение котла рекомендуется производить по возможности медленно. Продолжительность и порядок охлаждения следует выдерживать в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации. О продолжительности спуска пара и охлаждения котла должна быть
сделана запись в машинном журнале.
До остывания кладки необходимо подпитывать котел при открытых клапанах продувания пароперегревателя и выполнять все рекомендации заводской инструкции по поддержанию
уровня воды и режиму продувки.
Если предполагается осушение водяного экономайзера, следует перевести питание
котла в обход него, спустить воду, открыть воздушный кран и держать его открытым до прекращения выхода пара.
До полного остывания котла необходимо проверить закрытие всех клапанов на нем.
Запрещается открывать лаз в топку до полного остывания котла.
Удаление воды из котла разрешается производить только после того, как ее температура снизится до 50 °С.
При кратковременном бездействии длительностью не более 24 ч допускается хранить
котел заполненным водой до рабочего уровня, а пароперегреватель и пароохладитель – без
воды.
При бездействии свыше 24 ч котел должен быть поставлен на хранение в соответствии
с инструкцией по эксплуатации.
71
Хранение бездействующего котла
При выводе котла из эксплуатации на длительный период должны быть приняты меры,
предохраняющие его от коррозии и «замораживания» в зимний период.
В зависимости от длительности бездействия котла хранение должно осуществляться
одним из способов:
– избыточного давления (при краткой, до трех суток, остановке котла), при котором в
котле поддерживают давление выше атмосферного за счет подогрева находящейся в нем воды
паром другого действующего котла либо периодически включают форсунку;
– «мокрый» способ хранения применяется при постановке котла в резерв после его
вывода из действия на срок до 30 суток;
– «сухой», при котором, в зависимости от метода его осуществления, обеспечивается
сохранность котла и его элементов до двух лет;
Способ «мокрого» хранения является основным при хранении котлов в период нахождения судна в кампании. Он состоит в заполнении котла деаэрированной водой после снижения избыточного давления до 0,01–0,005 МПа с присадками (2-3 кг NaOH и 5–10 кг Na3P04
или 1 кг NH4OH на 1 м3 внутреннего объема) после снижения избыточного давления до
0,1–0,5 кгс/см2 и поддержания в нем избыточного давления над атмосферным с помощью расширительного бачка, установленного над паровым котлом, с целью предотвращения доступа
кислорода. При необходимости продлить «мокрое» хранение необходимо подогреть воду в
котле для удаления кислорода вводом котла в действие с последующей повторной постановкой на «мокрое» хранение.
Для постановки на «мокрое» хранение котел должен быть полностью заполнен водой.
При отсутствии указаний в инструкции по эксплуатации по вводу химических реагентов следует руководствоваться следующим. При кратковременном хранении водотрубных котлов до
трех суток и газотрубных до шести суток следует качество котловой воды поддерживать на
верхнем пределе норматива.
После заполнения котла водой и ввода реагентов при открытом воздушном клапане
необходимо нагреть воду в котле до температуры кипения для удаления воздуха, продуть котел, закрыть воздушный клапан, подключить расширительный бак и подпитать систему, доведя уровень воды до 2/3 высоты водоуказательного прибора на расширительном баке.
Для предупреждения «замораживания» котла, находящегося на «мокром» хранении, в
зимний период необходимо:
– держать закрытыми дымовую трубу и заслонки воздуха топочных устройств;
– не допускать устойчивых холодных движений воздуха в котле и котельном помещении;
– следить за температурой в котельном помещении и при снижении температуры до
+5 °С спустить воду из котла.
Во время «мокрого» хранения следует поддерживать уровень в расширительном баке в
пределах видимости водоуказательного стекла.
При постановке котла на «сухое» хранение сроком до шести месяцев необходимо:
– тщательно очистить поверхности нагрева котла внутри и снаружи от грязи, сажи,
накипи, окалины и шлама, обратив особое внимание на корни труб;
– тщательно удалить остаток воды из барабанов, коллекторов, сепараторов, трубопроводов и др. устройств котла;
– произвести осмотр котла с газовой стороны и со стороны пароводяного пространства,
обнаруженные дефекты зарегистрировать;
72
– обратить особое внимание на состояние изоляции котла, имея в виду гигроскопичность и возможность возникновения коррозии металла под ней. При необходимости в отдельных местах снять изоляцию, очистить металл и восстановить окраску;
– снять, разобрать и законсервировать форсунки;
– очистить и смазать скользящие опоры котла;
– плотно закрыть чехлом дымовую трубу;
– снять для хранения контрольно-измерительные приборы с подводящими трубками,
удалив из них влагу продуванием;
– законсервировать аппаратуру автоматического регулирования и устройства дистанционного управления.
Очищенный котел должен быть осушен посредством вентилирования топки, барабанов
и коллекторов сухим теплым воздухом от калорифера или установки в них жаровен с горящим
древесным углем. После осушения во всех барабанах и коллекторах должны быть размещены
противни с влагопоглотителем. После введения влагопоглотителя котел должен быть загерметизирован.
При «сухом» хранении котла необходимо производить их систематический контроль
вскрытием лазовых и люковых затворов, осмотром влагопоглотителя с определением его пригодности. Вскрытие должно производиться не реже одного раза в три месяца. Результаты контроля регистрируются в машинном журнале.
По окончании периода «сухого» хранения до приведения котла в рабочее состояние
необходимо извлечь влагопоглотитель, провентилировать внутренние полости и тщательно
осмотреть котел.
В тех случаях, когда котел продолжительное время открыт (при ремонте), должны быть
приняты меры против скопления влаги в отдельных местах котла, и резких колебаний температуры и влажности воздуха в котельном помещении.
Ниже приводятся методы, применяющиеся при выводе котла на «мокрое» и «сухое»
хранение.
«Мокрое» хранение
1. Котёл заполняется водой, или чистым дистиллятом, или водой, оставленной после
работы, но предварительно должна быть проведена внутрикотловая обработка воды до состояния pH > 7, и все остальные параметры несколько повышены. Этот метод применим для хранения в течение 30 суток, а в случае применения деаэрированной воды – до двух месяцев.
Если при заполнении водой воздух попал, то его нужно удалить повторным поднятием
пара и работой котла не менее двух часов при открытых воздушных клапанах, затем погасить
форсунку, заполнить котёл до воздушных клапанов, а потом воздушные клапаны закрыть и
подключить бачок «мокрого» хранения, заполненный на 2/3 водой.
2. Заполнить свободное пространство азотом над зеркалом испарения сразу же после
остановки и охлаждения котла, обеспечив консервацию на 30 суток путем создания избыточного давления азота около 1000 Па.
3. «Мокрое» хранение можно создать при помощи защитной пленки, растворов, заполняющих неработающий котел:
– едкий натр 2–10 кг/м3 раствора;
– тринатрийфосфата 5–20 кг/м3 раствора.
В этих случаях нижний предел концентрации для конденсата, а верхний – для воды с
содержанием нейтральных солей до 3000 мг/л.
73
При заполнении котла раствором все воздушные клапаны должны быть открыты. Рекомендуется подогревать раствор в котле до кипения. После этого клапаны закрываются, и подключается компенсационный бачок.
Два раза в месяц следует производить контроль щелочного раствора.
«Сухое» хранение
Вывести котел из действия, помыть, почистить химическим способом и механическим
с огневой и пароводяной сторон, а далее произвести следующее.
1. Применить газовый метод, используя нейтральный газ (азот). Заполнением котла азотом достигается осушение и надежное хранение экономайзера, конвективных и экранных пучков, коллекторов, пароперегревателей и охладителей. При этом арматура по воде и пару
должна быть плотно закрыта и в котле должно поддерживаться избыточное давление.
2. На стационарных котлах успешно применяется заполнение опорожненного от воды
котла газообразным аммиаком, который растворяется в пленке влаги, покрывающей внутренние поверхности котла, и сообщает ей щелочную реакцию. Аммиак, заполняющий внутренний
объем, резко снижает парциальное давление кислорода и, соответственно, концентрацию кислорода во влаге. При хранении постоянно поддерживается незначительное избыточное давление аммиака.
3. Примененить влагопоглотители. Котел опорожняют, чистят и сушат, либо воздухом
от калорифера, либо установкой жаровен с горящим древесным углем в пароводяное пространство. Потом ставят металлические противни (корыта) с:
– негашенной известью (CaO) из расчета 2 кг на 1 м3 объема котла (противни заполняются наполовину высоты);
– хлористый кальций (CaCl2) из расчета 0,5 кг/м3 объема котла (использование допускается при отсутствии свободного хлора, что устанавливается на основании химического анализа);
– силикагель из расчета 4 кг/м3 объема котла (силикагель предварительно прокалить в
печи при температуре 150–170 оС в течение 3-4 ч).
Котел, поставленный на «сухое» хранение нужно вскрывать не реже одного раза в три
месяца для осмотра и замены влагопоглотителей.
При бездействии котла коррозионным разрушениям могут подвергаться также и внешние поверхности труб, коллекторов и т.д., в зольниках, поэтому поверхности нагрева нужно
тщательно очистить и покрыть горячим обезвоженным мазутом. Коллекторы, обшивку и другие части котла, не подверженные действию дымовых газов, следует окрасить суриком или
серебрином. Там, где изоляция может отсыреть, ее следует убрать. Трубу, если она не соединяется с другими котлами, зачехлить, постараться перекрыть все возможные пути доступа свежего воздуха в воздушногазовый тракт.
Контрольные вопросы
1. Какова последовательность вывода котла из эксплуатации?
2. Перечислите и поясните способы хранения бездействующего котла.
3. Как производится «мокрое» хранение котла (последовательность и требования к выполнению)?
4. Какие разновидности «мокрого» хранения бывают?
5. Какова последовательность постановки котла на «сухое» хранение?
6. Какие бывают разновидности «сухого» хранения котла?
74
Раздел 7
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ КОТЛОВ
Общие указания
Техническое обслуживание котла должно предусматривать выполнение требований
инструкции завода-изготовителя по эксплуатации и техническому обслуживанию котла и ПТЭ
судовых технических средств, предусматривающих:
1) ежедневные регламентные виды работ:
– осмотр котельного отделения с целью проверки отсутствия протечек воды, топлива,
пара и воздуха через фланцы трубопроводов, регуляторы и арматуру;
– внешний осмотр аппаратуры системы регулирования и проверка исправности электрических цепей и ламп системы защиты и сигнализации.
– ведение водного режима;
– периодические очистки котла в действии с газовой стороны;
2) промежуточные осмотры котла;
3) химические чистки котла со стороны пароводяного пространства по согласованию
с технической службой судовладельца;
4) ежегодные внутренние осмотры и наружные осмотры котла под паром;
5) подготовку и предъявление котла к освидетельствованию РС;
6) гидравлические испытания котла;
7) осмотр и ремонт кладки топок, арматуры и гарнитуры котла и его средств автоматизации.
Перед допуском людей в котел необходимо выполнить требования Правил техники безопасности на судах флота, в частности:
– обеспечить надежное разобщение вскрываемого котла от действующих котлов и пароводяных сепараторов: закрыть и опломбировать клапаны, сообщающие котёл с магистралями (топливными, паровыми, водяными, продувания), на клапаны вывесить таблички с
надписью «НЕ ТРОГАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!» (от магистралей, находящихся под давлением, котёл разобщается двумя клапанами, а при отсутствии второго клапана ставится заглушка);
– перед открытием лазов и лючков убедиться в отсутствии давления в котле проверкой
показаний манометра и открыванием атмосферного или пробного крана. В первую очередь
должен открываться верхний лаз котла;
– хорошо провентилировать котел, проверить отсутствие внутри него вредных газов и
паров и охладить до температуры воздуха в нем не выше 50 °С;
– подготовить для освещения внутри котла электрические переносные светильники с
напряжением тока не выше 12 В.
Контроль технического состояния котла должен производиться путем осмотра и обмера его деталей и составных частей с применением при необходимости гидравлических испытаний, дефектоскопии и металлографических исследований. Места возможного появления трещин должны очищаться до чистого металла и протравливаться. Глубину несквозных
трещин следует определять неразрушающими методами контроля и контрольным засверливанием.
При определении допустимых износов и деформаций ответственных частей котла необходимо руководствоваться в первую очередь нормами, приведенными в инструкции по эксплуатации или технических условиях на ремонт данного котла и нормами РС. При отсутствии
75
соответствующих норм вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации котла или объеме его
ремонта подлежит особому рассмотрению РС.
При обнаружении дефектов, выходящих за рамки допустимых норм, ремонт соответствующих частей необходимо производить по технологии, одобренной РС.
Очистки, осмотры и испытания котлов
Общие указания
Очистку поверхностей нагрева с газовой стороны следует производить с соблюдением
общих требований:
– обдувку или обмыв сажи начинать сверху;
– расширительные швы футеровки тщательно очищать от сажи и золы;
– следить за удалением всех отложений (особенно смолистых);
– перед производством работ в топках принимать меры предупреждения ожогов;
– после обдувки тщательно очищать топку и дымоходы от золы и сажи.
Обдувка труб неработающего котла паром запрещается. Исключением является парохимический метод очистки с последующей мойкой поверхностей нагрева горячей водой. Сжатым воздухом может быть допущена обдувка только холодных котлов, если есть уверенность
в отсутствии на поверхностях нагрева и в дымоходах тлеющей сажи.
Очистка котлов от шлама должна производиться промывкой горячей водой под напором немедленно после остывания котла и спуска из него воды, до того как рыхлые отложения
шлама успеют сцементироваться в твердые корки. Как исключение парообразующие и опускные трубы водотрубных котлов допускается очищать проволочными ершами и шарошками с
гидравлическим или механическим приводом, а газотрубные котлы – стальными щетками и
скребками.
Для удаления отложений на внутренних поверхностях нагрева следует производить химическую очистку котла с соблюдением одобренной технологии и мер по технике безопасности. Для химической очистки могут применяться только препараты, рекомендованные изготовителем котла или судовладельцем.
Перед химической чисткой котла необходимо отключить его от других котлов, заглушить водоуказательные колонки и всю остальную арматуру, кроме дренажной, и снять предохранительные клапаны, если это предусмотрено инструкцией по выбранному методу очистки.
По окончании химической очистки котла остатки разрушенной и утратившей прочность накипи должны быть обязательно удалены. Результаты очистки должны быть проверены путем осмотра внутренних поверхностей котла и пропускания через парообразующие
трубы водотрубных котлов калиброванных шаров диаметром, равным 0,9 внутреннего диаметра проверяемой трубы.
Пароперегреватели не подлежат химической очистке. Удаление из пароперегревателей
солей, ржавчины и других загрязнений следует производить промывкой горячим конденсатом.
По окончании химической очистки котел рекомендуется подвергнуть гидравлическим
испытаниям на рабочее давление.
Сказанное в правилах эксплуатации котлов на практике выполняется следующим образом.
До недавнего времени очистка паровых котлов и теплообменных аппаратов проводилась с использованием механических приспособлений и ручного труда. Существующие методы химических очисток основаны на следующих принципах.
76
1. Превращение нерастворимого отложения в соль, хорошо растворимую в воде, путем
замещения анионной части отложения анионом растворителя. Этот принцип лежит в основе
химических очисток соляной или сульфаминовой кислотами от некоторых видов щелочноземельных накипей:
СаСОз + НС1 → СаС12 + Н2О + СО2;
Са СО3+ 2NH2 SО3 → Ca(NH2 SО3)2 + Н2О + СО2.
2. Образующие соли СаС12, MgCl2, Ca(NH2SО3)2 хорошо растворяются в воде и моющем растворе.
Превращение нерастворимого отложения в соль, хорошо растворимую в воде, путем
перевода катионита нерастворимого отложения в прочный комплексный ион вещества растворителя. На этом принципе основаны химические очистки от некоторых окисных отложений.
Например, растворение окислов меди аммиаком происходит с образованием аммиакатов меди:
CuO + NH4ОН → [Cu(NH3)2] ОН2 + 5Н2О.
При растворении окислов железа раствором трилона Б двухвалентное железо из окисных отложений переходит в прочный комплексный анион растворителя. На этом принципе
основаны все отмывки комплексообразующими органическими кислотами, например лимонной или малеиновой.
3. Превращение вещества отложения в другое вещество, которое не растворяется в
воде, но способно растворяться в других химических реагентах. Например, сульфатные отложения можно сначала обработать тринатрийфосфатом (щелочная выварка) для перевода сульфата кальция в фосфат кальция:
2CaSO4 + 2NaPO4 → Ca3(PO3)2 + 3Na2SO4,
который растворяется на следующем этапе очистки в соляной или сульфаминовой кислоте.
4. Разрушение подслоя отложений, прочно связанного с поверхностью металла, с последующим удалением отслоившихся и отставших отложений потоком промывочной воды.
Например, обработка смешанных железноокисных отложений, не растворимых в кислотах,
путем растворения подслоя вюстита (FeO) серной или соляной кислотой:
FeO + Н2 SO4 → FeSO4 + Н2 О.
Сульфаты железа хорошо растворимы в воде, что способствует отслоению отложений
от подслоя и выпадению в шлам слоев магнетита Fe3O4 и гематита Fe2O3.
5. Растворение основной части смешанных отложений, после чего отставшие различные отложения могут выпадать в шлам и удаляться потоком воды. На этом принципе основаны
очистки от смешанных щелочноземельных и окисных отложений композициями на основе
комплексонов в сильно щелочной среде. При высоких значениях показателя pH щелочноземельные ионы Са2+ и Mg2+ комплексуются очень интенсивно, в то время как окислы железа и
меди переводятся в шлам, который может быть удален промывкой водой (или с продувочной
водой при очистках на ходу). По этому же принципу можно отмывать минеральными кислотами смешанные щелочно-земельные отложения с высоким содержанием нерастворимых компонентов CaSO4 или SiO2.
Характеристики основных моющих жидкостей, химических препаратов и веществ, используемых при очистке судового оборудования, приведены в табл. 9.
Для очистки котлов, как и для предотвращения замазучивания и образования накипи,
применяются различные препараты иностранных фирм: «Дрю Амероид», «Перолен», «Гамлен», «Юнитор», «Веком», «Роухем».
77
Таблица 9
Характеристики и назначение химических реагентов
Реагент
Сульфаминовая кислота
NH2SO3H
Малеиновый
ангидрид
(CH2)2CO2O
Трилон Б
Углекислый
аммоний
Соль кальцинированная
(техническая)
Na2CO3
Тринатрийфосфат
Na3PO4·12H2O
Ингибитор коррозии ПКУ-М
Фенол С6Н6О
ГОСТ
на изготовление
Характеристика
–
Кристаллический белый порошок. Гигроскопичен, при хранении устойчив,
не горюч, не взрывоопасен.
Температура плавления 205 0С. Растворимость: 21,3 г на 1000 г воды при температуре 20 оС. Коррозионная активность: с медью и медными сплавами
в 10 %-ном растворе – незначительна;
к стали и чугуну – повышенная с увеличением температуры раствора
Назначение
Очистка внутренних поверхностей
судовых котлов,
испарителей, систем охлаждения
ДВС, теплообменных аппаратов со
стороны воды
Очистка внутренних поверхностей
котлов и испарителей со стороны
воды
–
Кристаллический белый порошок
в виде гранул чечевичной формы с резким кислотным запахом
ГОСТ 10652-73
Кристаллический порошок белого
цвета. Слабо гигроскопичен, не токсичен, не взрывоопасен. Растворимость:
236 г на 1000 г воды при температуре
80 оС. Показатель рН водного раствора
5,5
Очистка внутренних поверхностей
котлов от железомедных отложений
ГОСТ 3770-75
Кристаллический порошок белого
цвета с характерным запахом аммиака,
хорошо растворим в воде
Входит в состав
присадки для
очистки наружных
поверхностей котлов
Мелкокристаллический порошок
белого цвета. Растворимость: 22 г
на 100 г воды
Нейтрализация кислых растворов при
очистке внутренних поверхностей
котлов и испарителей
ГОСТ 10689-75
ГОСТ 201-76
Кристаллический порошок белый или
окрашенный в желтый или розовый
цвет. Растворимость в воде хорошая.
При хранении становится плотным и
твердым
–
Пастообразный продукт оранжевого
цвета, растворенный в метиловом
спирте. Малотоксичен, не взрывоопасен, не пожароопасен. Плотность
1,18…1,19 г/см3
ГОСТ 23519-79
Бесцветные кристаллы со специфическим запахом. Пожароопасен
и токсичен
78
Нейтрализация кислых растворов при
очистке внутренних поверхностей
котлов, испарителей и систем охлаждения
Ингибитор коррозии при кислотной
очистке внутренних поверхностей
котлов, испарителей, теплообменных аппаратов со
стороны воды
Присадка к дизельному топливу при
очистке воздухоохлодителей в продувочной ванне
Препарат
ИМФ-3
Присадка
ВНИИНП-102
–
ГОСТ 10659-80
Пастообразная жидкость темно-коричневого цвета, прозрачная при нагревании. Содержание ПАВ в препарате не
менее 30 %. Хорошо растворяется в
пресной или морской воде, не токсична
Горючая жидкость темно-коричневого
цвета с температурой вспышки не
ниже 75 0С и температурой застывания
не выше – 10 0С. Изготавливается при
пиролизе нефтепродуктов
Мойка теплообменных аппаратов, систем охлаждения
Растворение нефтяных отложений
в теплообменных
аппаратах
Очистка внутренних поверхностей нагрева
Способ очистки и выбор реагента (моющего раствора) зависят от состава отложений.
Применяются реагенты для очистки внутренних поверхностей вспомогательных котлов: соляная кислота, сульфаминовая кислота, малеиновый ангидрид, трилон Б и большое число препаратов иностранного производства.
Соляная кислота хорошо растворяет щелочно-земельные отложения. Она интенсивно
переводит в раствор карбонатные и фосфатные соединения кальция. В то же время соляная
кислота слабо воздействует на силикатные отложения и практически не растворяет сульфатных накипей. При наличии смешанных щелочно-земельных отложений в моющую композицию добавляют 0,2 % фтористого натрия (NaF). Для снижения пенообразования в раствор соляной кислоты вводят высшие спирты: бутиловый, изобутиловый или изоаминовый. Для усиления защитного действия ингибиторов коррозии, имеющихся в соляной кислоте, в состав рабочего раствора дополнительно вводится уротропин (около 1 %).
Благодаря высокой эффективности очистки (большая скорость и низкая стоимость) соляная кислота ранее широко применялась в качестве основного реагента для очистки судового
оборудования от щелочноземельных отложений. Однако использование соляной кислоты для
очистки имеет ряд существенных недостатков, к которым относятся: высокая агрессивность к
конструкционным материалам, сложность технологической схемы, опасность в обращении,
неудобство хранения и транспортировки. По этим причинам соляная кислота в последнее
время заменяется сульфаминовой и малеиновой кислотами, у которых моющие свойства
близки к свойствам соляной кислоты, но они не имеют перечисленных недостатков.
Сульфаминовая кислота применяется для удаления карбонатных, фосфатных и смешанных (с преобладанием карбонатных солей) отложений. Эти отложения составляют около
80 % всех встречающихся типов накипей в судовых паровых котлах.
Образующиеся в результате взаимодействия сульфаминовой кислоты и солей накипных отложений сульфаматы хорошо растворимы в воде и легко удаляются.
Перед началом очистки котла необходимо вывести его из действия согласно действующим правилам и заводским инструкциям. После спуска воды и остывания внутренние поверхности котла подвергнуть тщательному осмотру. При обнаружении на внутренних поверхностях коррозионных разъеданий и язвин с глубиной проникновения в металл более 3...4 мм химическая очистка котла не допускается.
При наличии в накипных отложениях масла проводится предварительное щелочение
котла 0,5...1,0 %-ным раствором тринатрийфосфата в течение 5...6 ч при температуре воды
79
100 °С. Температура поддерживается либо подводом пара от другого котла, либо периодическим включением форсунки. Во время щелочения котел интенсивно продувается для удаления
масла через верхний продувочный клапан. После спуска щелочного раствора производится
промывка котла горячей водой, пока стекающая вода не будет иметь нейтральной реакции по
фенолфталеину.
Схема химической очистки котла приведена на рис. 17. Она может быть использована
как типовая. Процесс химической очистки осуществляется 5,0%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. При наличии в котле большого количества накипных отложений толщиной 1,5 мм первоначальная концентрация раствора сульфаминовой кислоты может быть увеличена до 6,0...7,0 %.
Химическая очистка котла сульфаминовой кислотой
Химическую очистку котла сульфаминовой кислотой следует проводить в пять этапов.
I. Расчет количества реагента.
Определить количество сульфаминовой кислоты X, кг, необходимое для создания раствора требуемой концентрации, по формуле:
X = 0,01К × а,
где
К – заданная концентрация химического реагента, %;
а – масса воды в котле, кг.
Пример. Необходимо произвести химическую очистку котла, масса воды в котором
составляет 1,0 т. Для приготовления 5 %-ного раствора сульфаминовой кислоты потребуется
ввести в котел X = 0,01 × 1000 × 5 = 50 кг сульфаминовой кислоты.
Рис. 17. Принципиальная схема системы химической очистки котла
раствором сульфаминовой кислоты:
1 – паровой котел; 2 – клапан запорный; 3 – шланг кислотостойкий; 4 – насос циркуляционный;
5 – бак для приготовления раствора кислоты; 6 – тройник штуцерный; 7 – шламоуловитель
II. Приготовление и ввод моющего раствора в котел.
1. Перед вводом сульфаминовой кислоты паровой котел заполнить пресной водой на
2/3 объема.
80
2. Растворить сульфаминовую кислоту, для чего в схему очистки котла включить бак
5 для приготовления раствора (см. рис. 17). Следует помнить, что наиболее эффективное растворение сульфаминовой кислоты в баке происходит в том случае, если на 1 кг кислоты приходится не менее 4 л воды. В бак засыпается соответствующее количество сульфаминовой
кислоты. С помощью пара воду в баке подогреть до 40...45 °С при постоянном перемешивании
раствора до полного растворения кислоты.
3. Приготовленный концентрированный раствор из бака 5 циркуляционным насосом 4
закачать в паровой котел.
III. Процесс очистки.
1. Заполнить котел водой до рабочего уровня, включить форсунку I для подогрева раствора до 55...60° С и приступить к циркуляции его по замкнутому контуру (см. рис. 17). Температура раствора сульфаминовой кислоты не должна превышать указанного значения. С повышением температуры возрастает коррозионная активность сульфаминовой кислоты к металлу котла. Для повышения эффективности растворения накипи и выравнивания температуры раствора кратность циркуляции его в замкнутой системе за период очистки котла должна
быть не менее трёх.
2. Необходимо постоянно контролировать температуру и концентрацию раствора. Проверку концентрации следует производить каждый час в соответствии с нижеприведенной методикой, а в конце очистки – через 0,5 ч. В первые часы процесса очистки концентрация кислоты в растворе будет сравнительно быстро падать. При падении концентрации кислоты после
первого часа очистки до 0,5 % раствор необходимо подкрепить, добавив в него сульфаминовую кислоту для создания концентрации в 2 раза меньше первоначальной. Если на каком-то
этапе концентрация кислоты в растворе практически не будет изменяться в двух последовательных измерениях с промежутком в 0,5 ч, то процесс очистки следует прекратить.
IV. Нейтрализация моющего раствора.
1. Выбрать реагенты для нейтрализации остаточного раствора кислоты. Нейтрализацию проводят непосредственно в котле кальцинированной содой или тринатрийфосфатом, реакции взаимодействия которых имеют вид:
2NH2 SO2 ОН + Na2 СO3→2NaNH2 SO2 О + Н2О + СO2;
2NH2SO2OH + Na3 РO4 → 2 NaNH2 SO2 О + NaH2 РO4.
Количество щелочных реагентов X, кг, необходимое для нейтрализации, определяется
по формулам:
– для кальцинированной соды Х = 0,0054Д × К;
– для тринатрийфосфата X = 0,0056Д × К,
где
0,0054 и 0,0056 – количество кальцинированной соды или тринатрийфосфата соответственно, необходимое для нейтрализации 1 %-ного раствора сульфаминовой кислоты;
Д – количество отработанного раствора в котле, л;
К – остаточная концентрация сульфаминовой кислоты в растворе, %.
Пример. В замкнутой системе химической очистки котла циркулирует 1000 л отработанного раствора с 1 %-ной концентрацией сульфаминовой кислоты. Для нейтрализации указанного количества раствора потребуется кальцинированной соды Х = 0,0054 × 1000 × 1 = 5,4 кг
или тринатрийфосфата Х = 0,0056 × 1000 × 1 = 5,6 кг.
2. Расчетное количество щелочных реагентов растворить в баке 5 (см. рис. 17) и закачать в котел. Для ускорения процесса нейтрализации раствора в котле произвести его циркуляцию по замкнутому контуру. Перед началом нейтрализации и через 0,5 ч после ввода
81
щелочных реагентов отобрать пробы воды и произвести анализ для контроля за процессом
нейтрализации.
3. По окончании процесса нейтрализации раствор из котла спустить в льяла.
V. Подготовка котла к работе.
1. Котел промыть горячей пресной водой (60 °С) для удаления остатков нейтрализованного раствора и шлама.
2. Произвести внутренний осмотр котла и после осмотра незамедлительно ввести его в
работу.
3. Шлам из шламоуловителя (см. рис. 17) удалить в контейнер с последующей сдачей
на мусоросборщик.
После окончания химической очистки и ввода котла в работу в первые 5 суток необходимо повысить щелочной режим водообработки и производить интенсивную продувку котла.
Опыт очисток показывает, что сульфаминовая кислота не теряет активности при растворении
отложений малыми концентрациями. Поэтому следует готовить растворы с такой начальной
концентрацией, которая обеспечила бы высокое качество очистки при сливе отработанного
раствора с остаточной концентрацией сульфаминовой кислоты не выше 0,3...0,5 %. Избыток
кислоты в отработанном растворе приводит к ее перерасходу, требует большого количества
реагентов для пассивации раствора.
Метод определения концентрации сульфаминовой кислоты в растворе основан на
нейтрализации раствора щелочью в присутствии индикаторов, имеющих показатель pH = 4...9.
Для этого используются реактивы: 1N – раствор едкого натра и 0,2 %-ный водно-спиртовый
раствор метилового красного. При выполнении анализа 10 мл профильтрованного раствора
кислоты помещают в колбу, добавляют 30...40 мл конденсата и 3-4 капли метилового красного.
Титруют 1N раствором едкого натра до перехода окраски раствора из красной в желтую. Содержание сульфаминовой кислоты X, %, в растворе рассчитывается по формуле:
X = 0,97V × k,
где
0,97 – количество сульфаминовой кислоты, соответствующее 10 мл 1N раствора едкого
натра, г;
V – количество едкого натра, пошедшее на титрование, мл;
k – поправочный коэффициент щелочи (дается лабораторией) .
Для контроля за нейтрализацией раствора сульфаминовой кислоты берут по 10 мл профильтрованного раствора пробы, отобранной до и после нейтрализации. Вносят в каждую пробирку 2-3 капли 0,2 %-ного индикатора метилового оранжевого и на белом фоне сравнивают
полученные окраски растворов. Раствор до нейтрализации окрасится в розово-красный цвет,
нейтрализованный раствор – в желтый. Желтая окраска индикатора указывает на конец реакции нейтрализации. В качестве индикатора можно использовать также фенолфталеин, у которого окраска изменяется от бесцветной до слабо-розовой. Розовая окраска указывает на конец
реакции нейтрализации.
Химическая очистка малеиновой кислотой
Малеиновый ангидрид может использоваться в случаях отсутствия сульфаминовой кислоты. При растворении в воде малеиновый ангидрид превращается в сильную органическую
малеиновую кислоту:
(СН)2 (СО)2 О + Н2О → С4Н4О4.
82
Малеиновая кислота хорошо растворяет карбонатные и фосфатные отложения, в меньшей степени – окислы железа и практически не растворяет сульфатные и силикатные отложения. Скорость растворения щелочно-земельных отложений малеиновой кислотой несколько
ниже, чем скорость растворения сульфаминовой кислотой, однако достаточно высока и
очистку оборудования от накипей можно провести за 2...3 ч.
Скорость коррозии сталей в малеиновой кислоте выше, чем в сульфаминовой. При температуре раствора более 80° С скорость коррозии металла сопоставима со скоростью растворения отложений. При температуре более 70° С котельные стали в растворах малеиновой кислоты склонны к язвенной коррозии. Поэтому применять малеиновый ангидрид для очисток
оборудования от накипных отложений можно только при наличии высокоэффективных ингибиторов коррозии марок ПКУ-М, БПВ и др.
При химической очистке паровых котлов растворами малеинового ангидрида должны
выполняться требования: температура кислотного раствора в процессе очистки не должна превышать 70 °С (контакт моющего раствора с открытым огнем не допускается), в кислотный
раствор необходимо добавлять ингибиторы для снижения скорости коррозии конструкционных материалов (даже в случае очистки при низких температурах моющего раствора).
Процесс очистки необходимо проводить по схеме, изображенной на рис. 18. При отсутствии на судне специальной оснастки для приготовления концентрированного раствора малеиновой кислоты можно использовать металлическую бочку вместимостью 200 л с вырезанным
верхним дном. В этом случае концентрированный раствор закачивается в котел одним из питательных насосов с последующей неоднократной промывкой питательной системы пресной
водой из теплого ящика. При отсутствии на судне специальной системы для циркуляции кислотного раствора его интенсивное перемешивание в котле производится сжатым воздухом. С
указанной целью к трубе нижнего продувания подсоединяют резиновый шланг, в свою очередь соединенный с магистралью сжатого воздуха от системы хозяйственных нужд.
Рис. 18. Схема очистки вспомогательного котла VX с применением сжатого воздуха:
1 – паровой котел; 2 – бак для приготовления концентрированного раствора;
3 – перекачивающий насос
Принципиальная схема очистки вспомогательных паровых котлов типа VX с применением методов воздушного барботажа приведена на рис. 18. Поступающий к патрубкам нижнего продувания котла сжатый воздух обеспечивает интенсивное закручивание 1 моющего
83
раствора по периметру огневой камеры и ее максимальную очистку. Пузырьки воздуха, поднимающиеся вверх по водогрейным трубкам, турбулизируют кислотный раствор и способствуют улучшению очистки поверхностей нагрева от накипи.
Технологическая последовательность выполнения подготовительных работ, проведения химической очистки раствором малеинового ангидрида с последующей его нейтрализацией во многом аналогична очистке котла раствором сульфаминовой кислоты и проводится в
три этапа.
I. Приготовление и ввод моющего раствора в котел.
Подготавливается концентрированный раствор из расчёта получения начальных концентраций реагентов в котле: малеинового ангидрида 2,2 %; ингибитора коррозии 0,035 %.
Раствор приготовляется на основе котловой или питательной воды.
Котёл заполняется водой и вводится концентрированный моющий раствор. Уровень
раствора в котле должен на 150...200 мм превышать рабочий уровень. В зависимости от массы
воды в котле ввод концентрированного раствора можно производить несколькими порциями.
II. Процесс очистки.
1. Подвести сжатый воздух к котлу от системы хозяйственных нужд для барботажа моющего раствора.
2. Время барботажа (циркуляции) моющего раствора в котле определяется опытным
путем в зависимости от конструкции и технического состояния поверхностей нагрева и
должно составлять около 3...4 ч.
3. Через каждые 15...20 мин. производить отбор проб и определение концентрации моющего раствора: основное срабатывание малеиновой кислоты в растворе происходит за первый час очистки; в конце очистки ее концентрация должна составить около 0,5...1,0 %.
III. Нейтрализация раствора малеиновой кислоты.
Нейтрализуется остаточный раствор кислоты водными растворами кальцинированной
соды Na2СО3 или тринатрийфосфата Na3PО4. Количество щелочных реагентов определяется
так же, как и при очистке котла сульфаминовой кислотой.
Отработанный и нейтрализованный раствор сливается в льяла котельного отделения
одновременно из всех нижних горловин котла.
Наиболее сложным при очистке котла малеиновым ангидридом является процесс отмывки поверхностей нагрева после нейтрализации отработанного раствора. Водный раствор
малеинового ангидрида является и аннинской кислотой, воздействие которой на железноокисные отложения основано на комплексовании ионов железа в анион кислоты. По мере выработки кислоты в процессе нейтрализации отработанного раствора происходит разрушение
комплексных ионов с выводом железа из раствора в окисные и гидроокисные отложения. При
этом образуется большое количество тяжелого и взвешенного шлама, удалить который в отдельных случаях затруднительно. Поэтому после очистки малеиновым ангидридом необходимо тщательно промыть котел струей горячей воды и выбрать осевший шлам, особенно в
труднодоступных местах. При наличии на судне свободных емкостей нейтрализацию отработанного раствора рекомендуется производить в отдельном танке, имеющем спускные краны.
Химическая очистка котла раствором трилона Б
Раствором трилона Б очищаются железо- и медноокисные отложения. Трилон Б, дозируемый в котловую воду «на ходу» в течение определенного промежутка времени, связывает катионы железа, меди, кальция и магния в высокорастворимые комплексы, прочность
84
которых значительно выше прочности комплексов органических кислот. Их удаление из
котла производится в периоды нижнего и верхнего продуваний. Трилонирование котловой
воды способствует удалению старых и предотвращению новых накипных отложений. По
опыту очисток паровых котлов, проведенных на судах, оптимальная продолжительность трилонирования составляет 15 суток и состоит из трех режимов по 5 суток каждый. Концентрация
трилона Б при этом устанавливается на первом режиме 2,5, на втором 2,0 и на третьем 1,0 г на
1 кг воды в котле. За одни сутки до ввода трилона Б и в последующем при проведении очистки
котла «на ходу» не следует вводить реагенты для котловой обработки воды.
Суточный расход X, г, трилона Б на очистку котла рассчитывается по формуле:
Х = К×а,
где
К – концентрация трилона Б, на 1 кг воды, г/кг;
а – масса воды в котле, кг.
Очистка котла без вывода из эксплуатации с помощью трилона Б проводится в следующем порядке:
Приготовливается расчетное количество концентрированного раствора трилона Б в отдельной емкости при непрерывном перемешивании и подогреве воды в пределах 70...80 °С.
Во избежание интенсивной коррозии металла концентрация трилона Б в воде не должна превышать 25 г/кг. Приготовление концентрированного раствора производится 1 раз в сутки.
Котел продувается через клапан нижнего продувания и вводится раствор трилона Б в
питательную магистраль котла через дозирующее устройство или тёплый ящик.
Количество (частота) продувок увеличивается в 2 раза в сравнении с нормой в связи с
повышенной зашламлённостью воды отделившимися окислами железа, меди, кальция и магния.
Регулярно осуществляется химический контроль качества котловой воды в соответствии с действующей инструкцией. Для определения концентрации железа и меди пробы котловой воды следует сдать для анализа в береговую теплохимическую лабораторию.
Щелочное число является основным показателем для регулирования расхода трилона
Б в режиме химической очистки. При нормальной дозировке трилона Б водородный показатель конденсата pH должен быть в пределах 8,5...9,0 (бледно-розовый цвет воды при добавлении индикатора фенолфталеина). Если при добавлении фенолфталеина проба конденсата бесцветна, то это свидетельствует о недостатке трилона Б. При ярко-малиновом цвете пробы конденсата необходимо уменьшить дозировку реагента.
После очистки произвести внутренний осмотр котла. При невозможности вывода котла
из действия по условиям эксплуатации судна необходимо сразу по окончании чистки перевести работу котла на установленный воднохимический режим водообработки.
Химическая очистка утилизационного котла
Состояние поверхности нагрева утилизационного котла, особенно змеевикового типа,
в процессе эксплуатации определить практически невозможно. Для таких котлов целесообразно проводить периодические профилактические отмывки от железоокисных соединений и
шлама в несколько этапов, используя моющие растворы с низкой концентрацией активных
реагентов – комплексонов. Поскольку отложения в утилизационных котлах преимущественно
состоят из окислов железа, то оптимальной моющей композицией является раствор трилона Б
с малеиновым ангидридом или сульфаминовой кислотой.
Необходимое количество реагентов для одного этапа очистки рассчитывают из условия, что моющая композиция должна включать трилона Б 5...7 г/кг, малеинового ангидрида
85
5 г/кг или сульфаминовой кислоты 4 г/кг. Для получения такой моющей композиции масса X,
кг, трилона Б для одного этапа очистки составит:
Х = 0,001 К × а,
где
К – концентрация трилона Б в моющем растворе, г/кг;
а – масса воды в циркуляционной системе вместе с утилизационным котлом, сепаратором и трубопроводами, кг.
По указанной зависимости можно рассчитать массу второго компонента (малеинового
ангидрида или сульфаминовой кислоты), подставляя в формулу значение его рекомендованной концентрации.
Очистку внутренних поверхностей утилизационных котлов можно проводить по штатной циркуляционной схеме или временной схеме с переносным циркуляционным насосом.
Очистка с помощью циркуляционного насоса аналогична очистке оборудования от щелочноземельных отложений растворами сульфаминовой кислоты (см. рис. 17).
Схема системы очистки утилизационного котла, приведенная на рис. 19, предполагает
использование только штатного оборудования. В качестве емкости для разведения моющей
композиции можно использовать переносную бочку. Заполнять циркуляционную систему моющим раствором лучше всего штатным питательным насосом. Для этого нужно установить на
всасывающей линии питательного насоса отвод с клапаном и переходным патрубком для резинового шланга от цистерны разведения реагентов. В данном случае необходим подвод к
баку шланга горячей воды, так как растворение трилона Б и малеинового ангидрида происходит быстрее в горячей воде при перемешивании раствора.
Рис. 19. Схема системы очистки утилизационного котла типа КУП 55/5
растворами химических реагентов:
1 – утилизационный котел; 2 – сепаратор пара; 3 – бак для разведения реагента;
4,5 – питательный и циркуляционный насосы
Химическую очистку утилизационных змеевиковых котлов производят в следующем
порядке.
1. Заполняется циркуляционный контур питательной водой до нижнего рабочего
уровня в сепараторе пара при включённом циркуляционном насосе. Соединяется утилизационный котел с работающим вспомогательным котлом и осторожно подаётся пар на сепаратор
86
при открытом воздушном клапане. Через 15 мин. после появления пара из воздушного клапана
следует закрыть последний и подогревать воду циркуляционного контура при работающем
насосе (см. рис. 19). По мере прогрева воды давление в сепараторе начнет постепенно повышаться. Необходимо отрегулировать подачу пара от вспомогательного котла таким образом,
чтобы давление в сепараторе держалось в пределах 0,3...0,4 МПа. Ориентировочное время прогрева воды в циркуляционном контуре 1,5...2,0 ч.
2. Разводится расчётное количество трилона Б и малеинового ангидрида (сульфаминовой кислоты) в баке, для чего его заполняют на 3/4 объёма водой и засыпают реагенты, тщательно перемешивая раствор подручными средствами, не допуская его разбрызгивания.
3. Незамедлительно перекачивается приготовленный концентрированный раствор в сепаратор пара штатным питательным насосом. Промывается бак, и промывочная вода закачивается в сепаратор.
4. Химическая очистка начинается сразу после ввода реагентов в котёл. Ход очистки
контролируется по изменению водородного показателя pH моющего раствора с помощью индикаторной бумаги. Пробы на анализ отбираются каждые 15 мин. из манометрового крана
циркуляционного насоса после окончания процесса ввода реагентов в циркуляционный
контур. Реакция моющего раствора изменяется от pH = 1,5...2,0 в начале процесса очистки до
pH = 4,0...5,0 в его конце. Стабилизация численного значения pH в трех последних анализах
свидетельствует о выработке активных реагентов и окончании этапа очистки. Если в процессе
химической очистки уровень воды в сепараторе (из-за конденсации греющего пара) превысит
допустимый по смотровому стеклу, то производится продувка сепаратора.
5. Прекратить подачу греющего пара на утилизационный котел, остановить циркуляционный насос и открыть клапаны продувки сепараторов и коллекторов котла. Продувку осуществлять с наибольшей возможной скоростью с целью удаления из котла и сепаратора осевшего шлама. Проводить нейтрализацию отработанного моющего раствора не требуется, так
как раствор в конце очистки имеет слабую кислую реакцию, которая не оказывает существенного влияния на процесс коррозии металла за время его контакта с раствором.
6. После осушения котла и остывания его до температуры 60 ... 70° С вскрываются коллекторы змеевиков котла и горловина сепаратора и промываются струей воды для очистки от
остатков моющего раствора и осевшего шлама.
7. Закрываются коллекторы змеевиков и горловина сепаратора. Циркуляционный контур заполняется питательной водой. Если при осмотре внутренних поверхностей обнаружено
значительное количество шлама, а контроль проходного сечения змеевиков сжатым воздухом
показал, что один или несколько змеевиков забиты окисными пробками, то очистку проводят
2-3 раза, повторяя вышеприведенную технологическую последовательность.
Полная очистка закупоренных накипью змеевиков практически невозможна. Если в
окисной пробке змеевика отсутствует проходное сечение для моющего раствора, змеевик подлежит замене.
8. После окончания очистки циркуляционный контур заполняется питательной водой и
включается циркуляционный насос для промывки контура от остатков моющего раствора.
Растворяется кальцинированная сода или тринатрийфосфат в баке для нейтрализации
остатков раствора, исходя из условий создания в циркуляционном контуре 0,5 %-ного раствора. Ввод нейтрализующего раствора в циркуляционный контур производится по схеме
ввода реагентов с помощью питательного насоса. Каждые 15 мин. берётся на анализ проба
нейтрализованной котловой воды для проверки реакции водной среды. Если в трех последних
87
анализах pH котловой воды будет одинаковым и больше 8 (слабощелочная среда), то нейтрализацию и промывку циркуляционного контура можно считать законченными. При кислой
реакции котловой воды (pH < 7) следует добавить в циркуляционный контур половину расчетного количества нейтрализующего реагента.
9. После окончания процесса нейтрализации вода из циркуляционного контура спускается, лючки на коллекторах змеевиков и горловина сепаратора пара вскрываются. При внутреннем осмотре осевший шлам выбирается вручную или смывается струей воды. Горловина и
лючки закрываются и котел ставится на хранение в соответствии с инструкцией по эксплуатации, составляется акт о химической очистке или информация заносится в журнал мониторинга.
Очищенный котел, если он сразу не вводится в эксплуатацию, должен быть заполнен
питательной водой или законсервирован.
Очистка наружных поверхностей нагрева
Сжигание в топочном объеме вязких сортов топлива приводит к образованию на наружных поверхностях нагрева паровых котлов отложений, состоящих из зольных элементов топлива, нагаров и сажи. Эксплуатационные отложения на наружных поверхностях нагрева не
только снижают экономичность и надежность работы котла, но и приводят к коррозионным
разъеданиям поверхностей из-за наличия в составе нагаров агрессивных сред.
Большинство вспомогательных паровых котлов комплектуется устройствами для химической очистки наружных поверхностей (рис. 20). В последнее время начали широко использовать химическую очистку моющими растворами.
Рис. 20. Схема парохимической очистки поверхностей нагрева:
1 – бачок раствора; 2 – клапан; 3 – трубопровод подвода раствора; 4 – трубопровод подвода пара;
5 – подвод раствора и пара к сажеобдуву; 6 – подвод пара к устройству смыва; 7 – слив моющего
раствора; 8 – устройство смыва в фурмах; 9 – подвод раствора к устройству смыва
88
Рекомендуются два способа очистки: водной отмывки (при наличии штатных сажеобдувочных устройств) и парогазовый. Очистка поверхностей нагрева от зольных отложений и
сажи производится после вывода котла из действия, когда температура кладки снизится до
50...60 °С.
При водной отмывке в качестве моющего раствора можно использовать
1 %-ный раствор тринатрийфосфата, приготовленный на основе питательной воды или
дистиллята с температурой 50...60 °С. Отмывку следует проводить переносным насосом с давлением моющего раствора 0,4...0,5 МПа. Ориентировочный расход воды на 1 м2 поверхности
нагрева составляет около 10 л. Промывку проводить последовательно сверху вниз, сливать
промывочные воды из топки либо из сажевых карманов самотеком или откачивать с помощью
переносного эжектора. Оптимальная периодичность водных отмывок наружных поверхностей
котла – каждые 1,5...2,0 тыс. часов работы котлоагрегата, в зависимости от его загрязнённости.
При парогазовом способе очистки наружных поверхностей нагрева котлов применяется 5 %-ный моющий раствор присадки, состоящий из 80 % углекислого аммония и 20 %
кальцинированной соды. Растворение препаратов рекомендуется производить в воде температурой 40...60 °С. Раствор подается вместе с насыщенным паром. Принцип очистки заключается в следующем. Насыщенный пар с водным раствором щелочной присадки конденсируется на наружной поверхности нагрева котла, имеющей нагар; он поглощает сконденсированную влагу с присадкой, разрыхляется под действием присадки и отстает от металла
котла. Механизм действия присадки заключается в расклинивающем действии газов, выделяющихся при ее разложении. Имеющиеся в отложениях поры и микротрещины, расширяясь
на всех участках отложений, постепенно открывают доступ моющему раствору к поверхности металла, от которой новые порции пузырьков газов отторгают уже размягченные и разрыхленные отложения.
Для проведения парогазовой очистки паровые котлы типа КВВА укомплектованы инжектором для подачи раствора, ротаметром типа РС-3 для измерения расхода моющей воды и
гибкими шлангами. Инжектор устанавливается вместо штатной форсунки. Чистка производится при заполнении котла водой температурой не выше 50 ... 60 °С. Перед чисткой необходимо загерметизировать газоход котла – закрыть заслонку в газоходе или надеть на дымовую
трубу чехол. Технологическая схема очистки котла заключается в следующем. Подать пар и
моющий раствор к инжектору, установив давление пара 0,20...0,25 МПа и расход раствора
20...25 л/ч; в процессе подачи смеси через каждые 0,5 ч поворачивать инжектор вокруг его оси
на 180° и через каждые 2 ч перемещать его вдоль оси в крайние положения; очистку производить в течение 6...7 ч. После прекращения подачи пара поверхность трубок отмывается пресной водой из шланга. По окончании мойки наружная поверхность котла высушивается горячим воздухом или с помощью форсунки при кратковременном розжиге на 5 мин. с интервалом
в 15...20 мин.
При очистке наружных поверхностей котла образуется кашеобразный шлам, состоящий из отставшего от металла нагара и воды. Шлам необходимо собирать в контейнеры с последующим сжиганием в инсинераторах или сдачей в приёмные сооружения.
Очистку наружных поверхностей нагрева утилизационного котла производят на стоянке судна. Циркуляционную воду утилизационного котла греют до 120...130 °С паром от
вспомогательного котла. Если сепаратором утилизационного котла является пароводяной барабан вспомогательного котла, то утилизационный контур прогревают с помощью штатного
циркуляционного насоса после подъема пара во вспомогательном котле до 0,2...0,3 МПа. Для
89
отмывки используется 1 %-ный раствор тринатрийфосфата на основе пресной воды или дистиллята, температура раствора должна быть 50...60 °С. Насос моющей воды должен иметь
давление 0,3...0,5 МПа и подачу 1...3 м3/ч.
Необходимое количество воды и тринатрийфосфата определяют из расчета 7...10 л моющего раствора на 1 м2 поверхности нагрева утилизационного котла. Моющий раствор рекомендуется готовить в один прием, чтобы не прерывать процесса отмывки.
Поверхности нагрева отмывают через смотровые лючки последовательно сверху вниз.
Отмывочные воды сливают по дренажной трубе сажесборника на газоходе под утилизационным котлом. При отмывке необходимо следить за тем, чтобы дренажная труба не забилась
отстоявшимися отложениями. Спускные краны на выпускном коллекторе главного двигателя
следует держать открытыми во избежание попадания воды в выхлопной коллектор и цилиндры главного двигателя. Если в спускных кранах коллектора появилась вода, то очистку поверхностей нагрева следует временно прекратить и вычистить дренажную трубу сажесборника котла. Во избежание загрязнения льял отмывочные воды необходимо сливать через джутовый мешок, подвешенный к дренажной трубе для сбора сажи. Периодические очистки котлов способом водной отмывки позволяют поддерживать паропроизводительность котла на номинальном (паспортном) уровне, при этом увеличивается экономичность всей энергетической
установки судна.
Для механической очистки и ремонта котла используются инструменты и приспособления, указанные в инструкциях по техническому обслуживанию котла, и они должны быть в
снабжении судна; к водотрубным котлам отечественного производства инструмент и принадлежности по типовой номенклатуре предусмотрены в РД 5.9176-83.
Контрольные вопросы
1. Какой перечень работ должен выполняться при техническом обслуживании котла?
2. Какие требования безопасности следует соблюдать при обслуживании котла?
3. Каковы общие требования при выполнении чисток котла?
4. Каковы принципы химических чисток котла?
5. Перечислите химические реагенты для очистки котлов.
6. Как чистится котёл соляной кислотой?
7. Как чистится котёл сульфаминовой кислотой?
8. Как чистится котёл малеиновой кислотой?
9. Как чистится котёл раствором трилона Б?
10. Какие особенности очистки утилизационного котла?
11. Какие применяются способы очистки котлов с газовой стороны?
Промежуточные осмотры котла механиками
Промежуточные осмотры котла должны производиться при выводе котла из действия,
но не реже одного раза в три месяца.
При производстве промежуточных осмотров необходимо:
– при охлаждённой футеровке топки осмотреть состояние кирпичной кладки, при необходимости заменить разрушенные кирпичи и заделать трещины, восстановить обмазку футеровки топок, при наличии на трубах экрана или перегородках хромитовых или корундовых
масс трещины в них заделывать не рекомендуется;
– разобрать форсунки, очистить, промыть и при необходимости притереть или заменить
изношенные распылители. Проверить правильность установки форсунок. Очистку форсунок и
90
их дроссельных шайб производить проволокой из цветного металла, а промывку – в керосине
или дизельном топливе;
– проверить плотность форсуночных клапанов, отрегулировать приводы управления
форсунками, обеспечить исправность воздухонаправляющих устройств (ВНУ), проверить состояние диффузоров – обгоревшие заменить;
– осмотреть с газовой стороны все парообразующие поверхности с целью определения
их деформации, коррозии и загрязнения сажей, при необходимости произвести наружную
очистку поверхностей;
– осмотреть крышки лазов и лючков, при необходимости устранить неплотности соединений;
– осмотреть скользящие опоры котла и проверить величину зазоров, обеспечивающих
тепловое расширение котла;
– очистить и смазать резьбу штоков клапанов;
– проверить состояние изоляции, обшивки и металла барабанов в доступных местах;
– проверить исправность действия предохранительных клапанов;
– при необходимости спустить воду из котла и осмотреть котел со стороны пароводяного пространства на предмет обнаружения накипи, проверить исправность невозвратных питательных клапанов, клапанов верхнего и нижнего продувания, крана и устройства для взятия
проб солёности воды в котле;
– факт и результаты осмотра отразить в судовом машинном журнале.
Ежегодные осмотры котла механиками
Ежегодные осмотры котла должны производиться старшим и котельным механиками и по возможности приурочиваться к освидетельствованиям котла РС. Осмотры следует производить до предъявления котла к освидетельствованию инспектором Регистра.
При производстве ежегодных осмотров котла необходимо:
– произвести чистку котла с огневой и пароводяной сторон;
– произвести тщательный осмотр барабанов, коллекторов и их внутренних частей, поверхностей нагрева, парообразующей части, пароперегревателя, экономайзера и воздухоподогревателя, жаровых, дымогарных труб и огневых камер. Проверить крепление и коррозионное
состояние внутренних конструкций котла;
– произвести замеры: диаметров жаровых труб, коротких и длинных связей, величин
сужения, проседания и выпучин жаровых труб, выпучин топок и огневых камер, провисания
трубок, износа от коррозии корпуса котла, коллекторов, трубок (водогрейных и дымогарных),
труб воздухоподогревателя, кожуха котла, щитов и съёмных крышек;
– по результатам замеров произвести расчёты проседания и сужения жаровых труб, степени износов деталей котла и сравнить с допустимыми по документации завода-изготовителя,
ПТЭ, Правилами Регистра;
– проверить состояние кирпичной кладки и ее крепление, состояние газоходов, обшивки котла, газонаправляющих щитов, надежность их крепления и величину износа;
– проверить крепление котла к фундаменту и отсутствие препятствия его тепловому
расширению;
– осмотреть настил двойного дна и набор судна в районе фундамента котла для установления характера и размера коррозионных разъеданий;
– проверить исправность действия приводов и состояние всей арматуры котла;
91
– при необходимости снять и сдать на поверку контрольно-измерительные приборы
(КИП). Проверить состояние мест присоединения приборов к котлу и трубопроводам.
Поскольку при предъявлении котла инспектору РС требуется подготовить результаты
собственного осмотра и замеров, то ответственные за котёл в дополнение к вышесказанному
обязаны изучить все требования Правил и Руководства РС по наблюдению за котлами в эксплуатации, действующие на момент осмотра, чтобы результаты осмотра соответствовали требованиям Правил и Руководств.
На судах с дополнительным знаком BMS в символе класса, на которых реализована
система мониторинга котельной установки, позволяющая не производить внутреннее освидетельствование паровых котлов в присутствии инспектора Регистра, освидетельствование, производимое старшим механиком принимается Регистром как внутреннее освидетельствование
парового котла. Документация по проведённому внутреннему освидетельствованию представляется инспектору Регистра, который после этого проводит оставшийся объём освидетельствования.
В этом случае по требованиям Правил Регистра на судне должен быть специальный
судовой машинный журнал по мониторингу котельной установки, в который необходимо вносить информацию:
– данные по обслуживанию котла согласно рекомендациям изготовителя и результаты
освидетельствования котла;
– результаты анализов по химическому контролю воды;
– принимаемые меры по обеспечению нормативных показателей питательной и внутрикотловой воды;
– проводимые мероприятия по техническому обслуживанию топочного устройства согласно рекомендациям завода-изготовителя.
Для руководства при внутреннем освидетельствовании котла механиками предлагается
пособие: Куренский В.Е., Куренский А.В. Методические указания к выполнению расчётнографических работ по дисциплине «Государственный надзор и контроль судов в эксплуатации». Определение объёма ремонта котла. Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2014. 34 с. В этом издании предусматриваются методы измерений и расчёты результатов осмотров и замеров в соответствии с требованиями Правил Регистра. Как правило, котёл осматривается в приведенной
ниже последовательности.
Корпус котла, коллекторы и поверхности нагрева котла
Общие требования
При контроле коллекторов и барабанов котлов необходимо установить характер и глубину коррозионных поражений отдельных элементов и обследовать места возможного появления трещин, обратив особое внимание на трубные доски, сварные швы, места приварки штуцеров и отфланцовки. В местах, пораженных коррозией, следует замерить глубину язвин свинцовыми оттисками. Трещины в любых местах коллекторов, барабанов, крышках горловин не
допускаются. Способы устранения и заварки трещин во всех случаях являются предметом специального рассмотрения РС.
При контроле барабанов, жаровых труб и огневых камер следует выполнять вышеупомянутые указания, установить степень проседания жаровых труб, выпучин стен огневых камер, наличие трещин в швах и связях.
При контроле состояния труб необходимо также установить характер деформаций,
наличие выпучин, трещин, коррозионных разъеданий и неплотностей в местах вальцовки и
92
сварки, все парообразующие трубы следует проверить пропусканием калиброванных шаров.
По требованиям РС должны быть вырезаны образцы труб из разных частей котла для контроля
величины износа и производства металлографических исследований.
Глушение труб следует производить постановкой с обоих концов глухих пробок.
Концы труб изнутри перед запрессовкой заглушек необходимо зачистить до металла. При глушении целых парообразующих труб в их стенках следует выполнить отверстия. На заглушенные трубки мембранных экранов для предотвращения выгорания кожуха необходимо нанести
защитное огнеупорное покрытие.
Гнутые котельные трубы, имеющие провисание или погнутость вследствие перегрева,
подлежат замене при их смещении, превышающем два наружных диаметра трубы или расстояния между ними менее ½ межтрубных перемычек коллектора. Величина провисания прямых
труб допускается до 1 % их длины при отсутствии пропусков в вальцовочных соединениях.
Правка труб в котле для устранения их провисания запрещается.
При контроле дымогарных труб и связей необходимо установить характер разъеданий
и неплотностей в местах вальцовки и сварки, степень износа труб и связей.
При выполнении ремонтных работ не допускается наличие трещин всех видов и
направлений в сварочных швах, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла, в том числе и микротрещины, выявленные при микроисследовании. При последующих
гидравлических испытаниях не допускается появление «росы» и «слез». Дефектные участки
должны быть вырублены и вновь заварены.
Корпус котла
Техническое обслуживание корпуса котла (испарительный пучок, пароперегреватель,
барабаны и коллекторы) предусматривает:
– выполнение регламентных работ, указанных в инструкции завода-изготовителя;
– устранение выявленных неисправностей.
При осмотрах корпуса котла могут быть обнаружены:
а) нарушения плотности вальцовочных соединений.
Признаки, свидетельствующие о потере плотности вальцовочных соединений при
обслуживании бездействующего котла:
– намокание отложений в районе корней труб при нахождении котла на «мокром»
хранении;
– намокание или наличие солевых подтеков на сажистых отложениях в районе
вальцовочных соединений.
Наиболее вероятная причина потери плотности вальцовочных соединений труб
испарительного пучка – упуск воды с последующим питанием котла.
б) провисание и деформация труб;
в) разрывы труб, свищи, отдулины;
г) коррозия наружных и внутренних поверхностей труб.
К интенсивному развитию наружной коррозии труб водотрубного котла приводит
намокание отложений в период бездействия котла. Для предупреждения коррозионных
повреждений труб следует не допускать попадания влаги в топку и газоходы котла,
своевременно производить наружную чистку, устранение протечек воды и просушку трубных
поверхностей нагрева.
Дефектные трубы глушатся специальными пробками, которые должны быть в запасе.
93
Порядок осмотра коллекторов и барабанов:
а) для проведения осмотра вскрываются горловины барабанов или коллекторов;
б) через горловины осматриваются внутренние части, обращают на себя внимание состояние крепежа, исправность и чистота деталей;
в) осматривается состояние колокольчиков и поверхностей труб, обращают на себя
внимание характер и величина отложений;
г) при обнаружении замасливания, замазучивания производится выпаривание, щелочение или внутренняя чистка котла от накипи, как рекомендуется выше;
д) после осушения корпуса котла, смыва осадков пока они в жидком состоянии, производятся очистка внутренних поверхностей коллекторов от шлама и ржавчины, чистка деталей
внутренних частей производится металлическими щетками и ветошью;
е) для осмотра, выявления неисправностей, очистки от шлама и ржавчины внутренние
части демонтируются;
ж) во время осмотра внутренних частей парового коллектора обращается внимание на
коррозионные повреждения труб продувания, дырчатых щитов, питательных труб, деталей их
крепления. Детали, имеющие сквозные коррозионные повреждения, должны быть отремонтированы или заменены новыми.
з) осматриваются внутренние поверхности коллекторов. Особое внимание обращается
на состояние поверхностей в районе сварных швов (особенно угловых и в местах приварки
патрубков под арматуру);
и) при подозрении на наличие трещин сомнительные места необходимо протравить и
тщательно осмотреть с привлечением ремонтных предприятий;
к) осматриваются уплотнительные поверхности горловин и лазовых затворов. Обнаруженные риски, забоины и другие дефекты устраняются зачисткой.
Общие требования к демонтажу и сборке внутренних частей коллекторов:
а) демонтаж и сборка внутренних частей коллекторов производятся в присутствии и
под контролем котельного механика;
б) во время перерывов в работе лаз должен быть закрыт;
в) инструмент и приспособление выдаются по счету и должны находиться в специальном ящике;
г) мелкие детали и крепеж при разборке складываются в специальные ящики;
д) резьбовые соединения перед сборкой смазываются графитом, разведенном в воде;
е) затяжка крепежа производится без слабин;
ж) неправильная и небрежная сборка может привести к аварии котла;
з) любой посторонний предмет, попавший в трубу испарительного пучка или пароперегревателя, может привести к закупорке и выходу трубы из строя (пережогу) в результате
уменьшения расхода воды или пара через нее;
и) после проведения ремонтных работ внутри коллекторов (перед установкой внутренних частей) производится прокатка труб шарами;
к) шары для прокатки труб выдаются и принимаются по счету;
л) прокатку труб шарами производят в присутствии и под контроем котельного механика;
м) чётко фиксируются проверенные трубки;
н) в вахтенном журнале котельного отделения фиксируется дата проведения прокатки
труб шарами;
94
о) при утере каких-либо деталей или инструментов во время сборки внутренних частей
коллекторов произведится повторная прокатка труб шарами с целью обнаружения и извлечения из труб пропавших деталей.
Кожух, футеровка (обмуровка) и изоляция котла
Осмотры кожуха, футеровки и изоляции проводятся с целью:
а) контроля и обеспечиния плотности внутренних и наружных стенок (характерно для
водотрубных котлов);
б) предупреждения и устранения прожогов и деформаций стенок;
в) контроля состояния и восстановления кирпичной кладки и изоляции.
Придерживаются следующего порядка осмотра:
а) вскрываются лазы на наружных и внутренних стенках кожуха;
б) осмотриваются (насколько позволяет конструкция) из межобшивочного пространства котла внутренние и наружные стенки. При осмотре обращается внимание на потемнение
и выгорание краски, деформацию стенок, что свидетельствует о перегреве металла вследствие
разрушения кирпичной кладки или изоляции, на коррозию металла; прогоревшие насквозь
стенки кожуха ремонтируются вваркой нового листа;
в) осматривается из топки или через открытые лазы состояние кирпичной кладки;
отдложения кокса, имеющиеся на поверхности футеровки, удаляются; выгоревшие и выкрошенные на глубину более 40 % толщины кладки, разрушенные и треснувшие кирпичи заменяются. При замене и ремонте кирпичной кладки руководствуются нормами в техническом описании котла и указанием: если при ремонте требуется замена 30 и более процентов площади
кирпичной кладки, то производится полная её замена;
г) лазы закрываются съёмными щитами.
В случае неплотного прилегания щитов к кожуху, не устраняемого поджатием задраек,
щиты снимаются, уплотняющие шнуры из их пазов удаляются и проверяется состояние уплотнительных поверхностей щитов и поверхностей их прилегания. При необходимости щиты выправляются, их уплотнительные поверхности подгоняются и ставятся новые шнуры.
Дефекты кожуха котла, не поддающиеся устранению в условиях судна, устраняются
при ближайшем ремонте.
О футеровке и изоляции котлов и инсинераторов более подробно будет сказано ниже.
Арматура котла
Арматурой называют устройства для контроля и регулирования процессов, происходящих в пароводяном тракте котла.
В состав арматуры котлов входят главный стопорный клапан невозвратно-запорного
типа (может быть и второй стопорный для обслуживания котла), два питательных клапана,
клапаны верхнего и нижнего продувания, две мерительные колонки, дистанционные датчики
уровня воды, клапан или кран отбора проб воды, предохранительные клапаны, клапан воздушный, клапан для мокрого хранения котла, комплект импульсных клапанов или кранов для манометров и датчиков сигнализации, клапаны топливной системы.
Согласно ПТЭ стопорные клапаны, расположенные на главной и вспомогательной магистралях, должны подвергаться осмотрам не реже одного раза в два года. Клапаны продувания и питательные осматриваются в это же время.
Переборка предохранительных клапанов при удовлетворительной их работе должна
производиться, как правило, ежегодно.
95
Один из имеющихся на котле предохранительных клапанов всегда должен быть опломбирован представителем РС. При срыве или отсутствии пломбы об этом должен быть составлен судовой акт, а котел предъявлен РС к внеочередному освидетельствованию для проверки
в действии предохранительного клапана и его опломбирования.
Перед регулировкой предохранительных клапанов под паром следует произвести верхнее продувание котла, поддерживая уровень воды на нижней отметке водоуказательных приборов. Регулировку клапанов необходимо производить либо по контрольному манометру,
подключаемому параллельно штатному, либо по предварительно проверенным котельным манометрам.
При чистках котла и при всякой другой возможности необходимо производить очистку
каналов и труб, сообщающих водоуказательные приборы с котлом.
В водоуказательных приборах должны устанавливаться только термически обработанные стекла, плотно прилегающие к оправе и рамке прибора. При необходимости для снятия
внутренних напряжений новые стекла должны быть прокипячены в масле в течение 30 мин. с
последующим медленным охлаждением и проверены по плите.
После демонтажа арматуры, установленной непосредственно на котле, необходимо
тщательно проверять крепящие её шпильки и немедленно заменять новыми поврежденные и
вызывающие сомнение в их прочности (износ более 10 %, потянута или сорвана резьба). Материал шпилек должен удовлетворять требованиям чертежа и быть одобрен РС.
Лицевые поверхности фланцевых соединений без прокладок или с металлическими
прокладками должны быть тщательно отшлифованы и не иметь радиальных рисок. Металлические прокладки должны проверяться по плите, не иметь рисок и вмятин на уплотняющих
поверхностях.
При замене набивки сальниковых уплотнений котельной арматуры не допускается:
– наличие масла в набивке;
– применение набивок, не соответствующих условиям их работы;
– неровности на рабочих поверхностях штоков (шпинделей), их необходимо прошлифовать или проточить.
Обслуживание арматуры включает:
– проверку и обеспечение плотности затворов, сальниковых уплотнений, фланцевых и
штуцерных соединений;
– осмотры клапанов и водоуказателей;
– замену изношенных или поврежденных деталей;
– контроль исправности действия и настройки.
При длительной эксплуатации в работе арматуры возможны основные неисправности:
а) ухудшение подвижности или заедание движущихся деталей;
б) пропуски рабочей среды в сальниках и разъемных соединениях
в) пропуски рабочей среды через уплотнительные поверхности (неплотность затвора);
г) изменение натяга пружины, износ пружины от коррозии, поломка пружины;
д) истирание сопряженных поверхностей кранов и, соответственно, перемещение
пробки в кране до состояния перекрытия отверстий;
е) износ корпуса.
Правилами Регистра допускается ремонт корпуса клапана, если износ стенки не превышает 15 % её толщины, в противном случае требуется замена клапана. Процент износа ∆ определяется по формуле:
96
𝑆1 − 𝑆
100,
𝑆1
где
S1 – номинальная толщина стенки клапана, мм
S – остаточная толщина в месте наибольшего износа стенки клапана, мм, определяемая,
как изображено на рис. 21. Для этого используется кронциркуль. Его следует раскрыть на
размер m, превышающий ширину фланца клапана, завести ножку в самое глубокое место
износа, замерить n – расстояние от свободной ножки до стенки клапана и вычислить разницу
по формуле:
S = m – n.
∆=
Рис. 21. Способ измерения остаточной толщины стенки клапана
Рис. 22. Термогидравлический регулятор уровня воды:
1 – клапан паровой; 2 – пробка залива дистиллята; 3 – наружная труба; 4 – трубопровод
импульсный; 5 – клапан подвода воды; 6 – клапан продувания; 7 – клапан регулирующий;
8 – мембрана управляющая
Причины вышеперечисленных явлений:
– образование накипи и загрязнение шламом, ржавчиной, минеральными включениями, содержащимися в рабочей среде, попадание этих частиц на сопряженные поверхности;
97
– самопроизвольное отворачивание (от вибрации, нагрева, усталостных напряжений)
регулировочных элементов;
– износ деталей вследствие эррозии, коррозии, чрезмерных усилий затяжки;
– трещины и свищи, вызванные усталостными напряжениями или скрытыми дефектами материала.
К примеру, мембрана 8 на рис. 22 в автоматическом клапане питания котла подвержена
постоянному перемещению и, соответственно, изгибам, вызывающим трещины в ней, через
которые происходит утечка воды из межтрубного пространства регулятора. Это приводит к
разрегулировке питания или полному его закрытию, если он работает в трубопроводе питания,
или полному открытию, если он осуществляет сброс лишней воды в тёплый ящик. В обоих
случаях сокращается подача воды в котёл
Гарнитура котла
Гарнитурой называют устройства для контроля и регулирования поцессов, происходящих в газовоздушном тракте, а также для его обслуживания.
К топочной гарнитуре относятся: форсунки, воздухонаправляющие устройства (ВНУ),
элементы крепления топочного блока.
Ежегодное обслуживание топочного устройства предусматривает следующие работы.
1. Замена работающих форсунок запасными, разборка, чистка и проверка их на плотность и качество распыления.
2. Проверка форсунок на производительность.
3. Проверка состояния и чистка ВНУ.
4. Контроль установочных размеров элементов.
5. Проверка плотности затворов топочной арматуры.
При обслуживании форсунок руководствуются правилами:
– после разборки детали промываются соляром, чистка распылителя производится специальным скребком. Категорически запрещается для чистки распыливающих деталей применять стальные предметы;
– к эксплуатации не допускаются деформированные паровые шайбы и распылители.
Котельная гарнитура: «гляделки», перископ для наблюдения за дымностью, дымомеры, сажеобдувки с приводами, шиберы, лазы в топку, в газо- и воздухоходы, штуцеры, которые проверяются по мере вскрытия и осмотра котла.
Обслуживание сажеобдувочных устройств, шиберов, «гляделок», лазов предусматривает:
– контроль исправности действия;
– замену поврежденных деталей;
– устранение неисправностей;
При осмотрах котла могут быть обнаружены дефекты, примеры которых приведены в
тексте и для наглядности – в прил. А.
Контрольные вопросы
1. Какие работы производятся механиками при промежуточных осмотрах котла?
2. Какие работы производятся механиками при ежегодных осмотрах котла?
3. Каковы особенности осмотра котла механиками при системе мониторинга котельной
установки (BMS)?
4. Каковы общие требования при осмотре корпуса и поверхностей нагрева котла?
98
5. Какие дефекты могут быть обнаружены при осмотре корпуса котла и каковы причины их возникновения?
6. Каков порядок осмотра коллекторов и барабанов котла?
7. Каковы общие требования к демонтажу и сборке внутренних частей коллекторов?
8. В каком порядке осматриваются кожух, футеровка (обмуровка) и изоляция котла?
9. Что входит в состав арматуры котла?
10. Как часто должны подвергаться осмотру в разобранном виде стопорные, предохранительные клапаны и клапаны продувания котла?
11. Требования к шпилькам крепления арматуры на котле.
12. Какие неисправности арматуры бывают?
13. Как определяется процент износа клапанов?
14. Какими требованиями руководствуются при обслуживании гарнитуры котлов?
99
Раздел 8
ПОДГОТОВКА КОТЛОВ К ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ
ИНСПЕКТОРОМ РЕГИСТРА
Как упоминалось выше, котельные установки подготавливаются и предъявляются РС к
видам освидетельствования: внутренний осмотр, гидравлические испытания, наружный
осмотр в действии под паром.
Внутреннее освидетельствование паровых котлов Регистром производится в следующих случаях.
1. Для котлов возрастом до 10 лет эксплуатации при каждом очередном и промежуточном освидетельствовании механизмов, т.е. через 30 ± 9 месяцев, а в дальнейшем ежегодно.
Однако для главных водотрубных паровых котлов, установленных на судне в количестве двух
и более, периодичность проведения внутренних освидетельствований после 10 лет эксплуатации сохраняется 30 ± 9 месяцев.
2. Для котлов с органическим теплоносителем внутреннее освидетельствование должно
производиться при каждом очередном и промежуточном освидетельствовании судна, т.е. через
30 ± 9 месяцев.
3. В процессе существенных ремонтов и замен (от определения объёма ремонта, согласования технологии ремонта и до завершения ремонта).
4. На судах с дополнительным знаком BMS в символе класса, на которых реализована
система мониторинга котельной установки, позволяющая не производить внутреннее освидетельствование паровых котлов в присутствии инспектора Регистра; освидетельствование, производимое старшим механиком, принимается Регистром как внутреннее освидетельствование
парового котла. Документация по проведённому внутреннему освидетельствованию представляется инспектору Регистра, который после этого проводит оставшийся объём освидетельствования.
В этом случае по требованиям Правил Регистра на судне должен быть специальный
судовой журнал по мониторингу котельной установки, в который необходимо вносить информацию:
– данные по обслуживанию котла согласно рекомендациям изготовителя и результаты
освидетельствования котла;
– результаты анализов по химическому контролю воды;
– принимаемые меры по обеспечению нормативных показателей питательной и внутрикотловой воды;
– проводимые мероприятия по техническому обслуживанию топочного устройства согласно рекомендациям изготовителя.
Для руководства при внутреннем освидетельствовании котла механиками предлагается
пособие: Куренский В.Е., Куренский А.В. Методические указания к выполнению расчётнографических работ по дисциплине «Государственный надзор и контроль судов в эксплуатации». Определение объёма ремонта котла. Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2014. 34 с. В этом издании предусматриваются методы измерений и расчёты результатов осмотров и замеров в соответствии с требованиями Правил Регистра.
Гидравлические испытания с участием инспектора Регистра должны проводиться в следующих случаях. (Перед этим арматура разбирается, дефектуется и ремонтируется.)
100
1. Для паровых котлов, пароперегревателей и экономайзеров на давление равное
1,25 Рраб, но не менее Рраб + 100 кПа, согласно регламенту или если это будет признано РС
необходимым по результатам внутреннего освидетельствования котла.
2. Для не доступных для полного внутреннего освидетельствования котлов – при каждом очередном освидетельствовании (т.е. через 5 лет, что устанавливается РС) на давление,
равное 1,25 Рраб, но не менее Рраб + 100 кПа.
Недоступным считается котел или любой его элемент (кроме трубных элементов диаметром менее 200 мм), подвергаемый внутреннему давлению, который недоступен для визуального осмотра с двух сторон.
3. Для котлов с органическим теплоносителем – при каждом очередном и промежуточном освидетельствованиях механизмов после внутреннего осмотра, т.е. через 30 ± 9 месяцев.
4. Для всех котлов после существенного ремонта или замен (например, в случае замены
или правки жаровых труб, огневых камер, замены более 25 % связей, находящихся на одной
стенке, или 15 % от общего числа коротких связей в котле, вварки заплат и замены трубной
системы и т.п.) – обязательно на давление равное 1,5 Рраб., но не менее Рраб. + 100 кПа.
5. Для паропроводов и трубопроводов продувания главных котлов вне зависимости от
диаметра и паропроводов вспомогательных котлов с рабочим давлением 1 МПа и более, с
внутренним диаметром труб 75 мм и более – с периодичностью раз в 10 лет пробным давлением, равным 1,25 Рраб.
6. Для питательных трубопроводов на участке от насосов до котлов на давление
Рпроб. = Рраб. – с периодичностью в 10 лет.
При несущественных ремонтах (подвальцовка труб, постановка заглушек труб, мелкий
ремонт люков и т.п.) испытания для проверки плотности производятся на Рраб. без участия Регистра.
При подготовке к гидравлическим испытаниям все замечания по внутреннему освидетельствованию должны быть выполнены.
Гидравлические испытания котлов должны проводиться при соблюдении условий:
– полное заполнение котла водой и удаление воздуха;
– наличие двух поверенных и опломбированных манометров. Манометры должны
иметь класс точности не ниже 1,5 и диаметр корпуса не менее 160 мм. Верхний предел измерений манометра должен выбираться так, чтобы в процессе испытаний стрелка находилась в
средней трети шкалы;
– температура воды и окружающей среды не менее +5 ºС. Разность температур воды и
наружного воздуха должна исключать отпотевание;
– давление должно создаваться насосом, исключающим быстрое его повышение;
– штоки предохранительных клапанов должны быть застопорены струбцинами или
пружины клапанов временно заменены втулками;
– если на котле предусмотрены предохранительные мембраны, то они должны быть
временно заменены прочными заглушками.
При этом не допускается:
– применение резиновых шлангов;
– выполнение на судне работ, вызывающих стук или шум;
– подкачка во время выдержки пробного давления;
Испытания проводятся в таком порядке:
1) подъем давления до рабочего;
101
2) предварительный осмотр при рабочем давлении;
3) подъем давления до Рпроб. с выдержкой под пробным давлением с отключенным насосом в течение 5–10 мин.;
4) понижение давления до рабочего и осмотр при этом давлении.
Во время осмотров при рабочем давлении и выдержки под пробным давлением не
должно быть падения давления!
При положительных результатах испытаний, когда при осмотре котла не обнаружено:
– течи;
– местных выпучин;
– видимых изменений формы;
– разрывов швов;
– признаков нарушения целостности каких-либо частей и соединений, котёл считается выдержавшим гидравлические испытания.
Если во время испытаний в котле прослушиваются стуки или замечены другие ненормальные явления, испытания прерываются, и после спуска воды котёл должен быть тщательно
осмотрен снаружи и внутри для определения места и характера дефекта. После устранения
дефекта испытание должно быть возобновлено.
Отпотевание и появление воды в вальцовочных соединениях в виде не стекающих капель («слёз») течью не считается. Наличие этих признаков у сварных швов недопустимо; такие
швы должны быть вырублены и заварены вновь по технологии, одобренной Регистром. Исправление дефектов сварных швов чеканкой, кернением или другим механическим способом
не допускается. Устранение обнаруженных дефектов в котле, находящемся под давлением и
подварка швов при наличии воды в котле не разрешаются.
Наружное освидетельствование котла механиками
в действии под паром
При наружном осмотре котла под паром необходимо:
– установить контрольный манометр и сверить с ним показания штатных котельных
манометров, убедиться, что манометры опломбированы, имеют шкалы, достаточные для производства гидравлических испытаний котла, и красную черту на шкале, соответствующую рабочему давлению пара. При отсутствии контрольного манометра во внимание должно приниматься наибольшее из показаний проверенных манометров, установленных на котле;
– отрегулировать предохранительные клапаны (должны быть отрегулированы на давления, предусмотренные правилами Регистра). Перед регулировкой предохранительных клапанов под паром необходимо произвести верхнее продувание котла, поддерживая уровень
воды на нижней отметке водоуказательных приборов. Регулировку клапанов необходимо производить либо по контрольному манометру, подключаемому параллельно штатному, либо по
предварительно проверенным котельным манометрам;
– осмотреть доступные места поверхностей нагрева с газовой стороны, убедиться в отсутствии пропусков воды и пара, исправном состоянии клапанов и плотности их закрытия;
– убедиться в исправной работе водоуказательных приборов, верхнего и нижнего продувания, компенсаторов, надежном креплении паропроводов, надлежащем состоянии изоляции;
– проверить исправность действия приводов ручного подрыва предохранительных
клапанов, быстрозапорного клапана на топливном трубопроводе, остановки топливных насосов и закрытия стопорных клапанов в котельном помещении и из вне котельного отделения,
102
ручного управления питанием, клапанов продувки котла и продувания водоуказательных
приборов;
– проверить действие всех питательных средств при полном рабочем давлении в котле;
– проверить действие всех систем автоматического регулирования, защиты, блокировки и сигнализации и работу котла при переводе с автоматического управления на ручное и
наоборот;
– проверить чистоту и освещенность котельного отделения, наличие необходимого инструмента, запасных частей, противопожарного оборудования и снабжения.
Устранение дефектов производится по технологиям, разработанным судоремонтными
предприятиями и одобренным Регистром.
При приемке котла после ремонта помимо вышеперечисленного необходимо проверить:
– наличие и положение указателя наивысшей точки поверхности нагрева, укрепленного
на стенке котла;
– наличие на стенке котла возле каждого водоуказательного прибора закрепленных указателей низшего и рабочего уровней воды;
– положение стекол водоуказательных приборов;
– правильность расположения воронок продувания, которое должно обеспечивать удаление пены и шлама со всей поверхности зеркала испарения.
Наружное освидетельствование котла в действии под паром
с инспектором Регистра
Наружный осмотр котла при рабочем давлении должен проводиться с инспектором Регистра:
1) при каждом периодическом освидетельствовании судна;
2) после каждого внутреннего освидетельствования котла;
3) после гидравлического испытания котла;
4) после существенных ремонтов и замен;
5) при внеочередном освидетельствовании (к примеру, после снятия пломбы с предохранительного клапана или нештатной регулировки предохранительных клапанов в рейсе).
Наружный осмотр котлов в комплекте с арматурой, оборудованием, обслуживающими
механизмами и теплообменными аппаратами, системами и трубопроводами производится под
паром при рабочем давлении и по возможности совмещается с проверкой в действии судовых
механизмов.
Инспектору предъявляются в действии все водоуказательные приборы, приборы верхнего и нижнего продувания, предохранительные клапаны, приводы клапанов (местные и дистанционные), автоматика (регулирующая, АПС, защитная).
Согласно действующим Правилам РС предохранительные клапаны котла должны быть
отрегулированы на давление открытия:
Р открытия ≤ 1,05 Рраб. для Рраб. < 1 МПа;
Р открытия ≤ 1,03 Рраб. для Рраб. ≥ 1 МПа.
(Другие классификационные общества могут указать свои критерии открытия.)
При дальнейшей работе всех форсунок на максимальной подаче топлива при закрытом
главном стопорном клапане давление в котле не должно превысить Рмакс. < 1,1 Р раб.
Во время испытания на аккумулирующую способность котла время работы клапана при
Рмакс. – около 7 мин. для водотрубных котлов и до 15 мин. – для газотрубных с большим объёмом воды.
103
Предохранительные клапаны главных котлов и вспомогательных котлов ответственного назначения после срабатывания должны прекращать полностью выход пара при падении
давления в котле не ниже 0,85 Рраб.
Предохранительные клапаны пароперегревателей регулируются на срабатывание с некоторым опережением котельных клапанов (на экономайзере наоборот). Поэтому предохранительные клапаны могут быть отрегулированы заранее и предъявлены в действии инспектору Регистра только в том случае, если на судне предусмотрен комплект струбцин, с помощью которых можно удерживать в закрытом состоянии все клапаны, кроме предъявляемого.
Следует в этом случае держать открытыми клапаны продувания пароперегревателя,
чтобы его не сжечь!
При регулировании одного клапана остальные с помощью струбцин удерживаются в
закрытом положении (рис. 23). Устанавливать струбцины следует осторожно, чтобы избежать
повреждения штоков клапанов, закручивать их можно только усилием пальцев руки. По окончании регулирования клапанов все струбцины снимают. Нельзя устанавливать струбцины на
холодном котле, так как расширение штоков клапанов при увеличении температуры и подъёме
давления пара в котле может привести к их деформации.
Рис. 23. Струбцина для удержания предохранительного клапана
в закрытом положении
Зачастую на судне таких струбцин нет или конструкции клапанов не позволяют их применить, поэтому рекомендуется определенный порядок регулировки и предъявления предохранительных клапанов:
– все предохранительные клапаны проверяются и предъявляются на специальном
стенде (если он есть) в присутствии инспектора РС или на действующем котле в такой последовательности:
– перед регулировкой предохранительных клапанов под паром производится верхнее
продувание котла с поддержанием уровня воды на нижней рабочей отметке водоуказательных
приборов. Регулировка клапанов производится либо по контрольному манометру, подключаемому параллельно штатному, либо по предварительно проверенным котельным манометрам;
– закрываются клапаны или краны датчиков давления в котле, останавливающих работу котла по достижению рабочего давления и/или давления превышающего рабочее;
– все предохранительные клапаны регулируются на действующем котле на срабатывание и «загрубляются», т.е. регулируются на давление открытия несколько выше давления открытия клапана экономайзера;
104
– предохранительный клапан экономайзера регулируется на максимально допустимое
давление, но не свыше 1,1 Рраб., и предъявляется первым;
– регулируются и предъявляются предохранительные клапаны на пароводяном барабане (их, как правило, два, но может быть и больше), так как их давление открытия ниже, чем
клапана экономайзера;
– последним регулируется и предъявляется клапан на пароперегревателе на давление,
которое ниже давления открытия клапанов на пароводяном коллекторе;
– регулируется и устанавливается в пределах 1,005 Рраб. ÷ 1,01 Рраб. давление срабатывания датчика сигнализации о превышении давления пара в котле, а затем остальные датчики
давления в системе автоматического регулирования и АПС;
– один из имеющихся на котле предохранительных клапанов должен быть опломбирован представителем РС (пломба 9 на рис. 24).
а)
б)
Рис. 24. а) предохраительный клапан; б) импульсный предохранительный клапан:
1 – крышка; 2 – пружина главного клапана; 3, 4 – шток и тарелка импульсного клапана;
5 – трубопровод подвода пара к импульсному клапану; 6 – главный трубопровод подвода пара;
7 – отверстие для дренажа выпускного трубопровода; 8 – главный клапан; 9 – пломба
Согласно ПТЭ при необходимости срыва в рейсе или отсутствии пломбы об этом должен быть составлен судовой акт, а котел предъявлен РС к внеочередному освидетельствованию по прибытию в порт, где есть инспектор Регистра, для проверки в действии предохранительного клапана и его опломбирования. Поэтому рекомендуется при ежегодном осмотре РС
опломбировать все клапаны, чтобы в дальнейшем избежать лишних проблем с ними.
Предохранительные клапаны утилизационных котлов (или котлов с принудительной
циркуляцией) принято регулировать на давление, несколько большее, чем клапаны котла или
паросборника, к которому они подключены, так как рабочее давление, развиваемое циркуляционным насосом, чтобы обеспечить циркуляцию, выше, чем в паросборнике.
В процессе эксплуатации котла предохранительные клапаны и их дистанционные приводы должны проверяться в действии ежемесячно!
105
Если наружный осмотр утилизационных котлов под паром и проверка их предохранительных клапанов на стоянке не представляются возможными, проверка регулировки предохранительных клапанов производится сжатым воздухом на стенде, позволяющем достоверно
их отрегулировать, с последующим их опломбированием, так как регулировка производится в
присутствии инспектора Регистра, или это выполняется на стенде предприятия, имеющего
Свидетельство о его признании Регистром.
В случае действия системы мониторинга котельной установки или по согласованию с
Регистром предохранительные клапаны утилизационных котлов регулируются и проверяются
старшим механиком в море в пределах установленных сроков ежегодного освидетельствования судна. Записи о таких испытаниях должны быть сделаны в журнале мониторинга и в судовом (машинном) журнале для проверки инспектором Регистра с целью зачета их при ежегодном освидетельствовании механической установки.
В процессе наружного осмотра должна быть предъявлена в действии система автоматического регулирования, защиты и АПС, а также работа котла на ручном управлении, (которые, как правило, проверяются):
– защита по аварийному уровню воды в котле – путём слива воды через нижнее продувание с контролем по уровню в мерительных стёклах;
– защита по отсутствию воздуха в топку – путём отключения датчика давления воздуха;
– защита по отсутствию факела – путём затенения датчика или выемкой фотоэлемента со штатного места (если это действие безопасно!);
– элементы АПС – путём достижения предусмотренных величин настройки датчиков
на действующем котле.
Устранение дефектов производится по технологиям, разработанным судоремонтными
предприятиями и одобренным Регистром.
Контрольные вопросы
1. Как часто производится инспектором Регистра внутреннее освидетельствование
котлов?
2. Как часто производятся гидравлические испытания котлов и их трубопроводов?
3. Каков процесс гидравлических испытаний и какие условия при этом должны выполняться?
4. Какие работы надлежит выполнять механикам при осмотре котла в действии под
паром?
5. Какие дополнительные работы необходимо выполнить при приёмке котла из ремонта?
6. Когда проводятся наружные освидетельствования котла под паром инспектором Регистра?
7. На какое давление регулируются предохранительные капаны котлов?
8. Какие существуют способы приведения предохранительных клапанов в действие?
9. Как проверяются аварийно-предупредительная сигнализация и защита котлов?
Футеровка (обмуровка) топки и теплоизоляция котла
Общие требования
Футеровку топок и изоляцию котлов надлежит выполнять изделиями, материал, форма
и размеры которых соответствуют требованиям чертежа. Замена марок материала допускается
только с разрешения технической службы судовладельца.
106
При замене и ремонте кирпичной кладки необходимо соблюдать основные правила:
– кладку кирпича и изделий из него производить с перевязкой швов каждого ряда и
заполнением их раствором;
– тщательно выполнять сопряжение новой кладки со старой;
– кирпичи, бывшие в употреблении, допускается укладывать только во внутренние части кладки и после тщательной очистки от раствора и шлака;
– не допускать укладку тёсаных поверхностей кирпича на рабочую сторону;
– размеры, конструкция и расположение температурных швов должны соответствовать
указаниям чертежей и инструкции по эксплуатации.
Для защиты огнеупорной обмуровки топки от разъедания шлаком надлежит применять
обмазки. Составы защитных обмазок, технология их нанесения на поверхность и процесс
сушки должны соответствовать указаниям инструкции по их применению. Поверхность обмуровки перед нанесением обмазки должна быть тщательно очищена от мертеля, золы и пыли.
Огнеупорные материалы и изоляция
(общие сведения)
Футеровка – покрытие из огнеупорных изделий и материалов кожуха судового котла
со стороны топки и на участках, омываемых газами высокой температуры.
Изоляция – наружное покрытие элементов котла, арматуры и трубопроводов изделиями
с низким коэффициентом теплопроводности.
Огнеупорным называется материал, который остаётся в твёрдом состоянии даже при
очень высокой температуре. Таким образом, в топке должны поддерживаться такие температурные условия, при которых огнеупорные материалы не переходят в жидкое состояние и в то
же время сохраняются необходимые условия для обеспечения качественного горения топлива.
В водотрубных котлах огнеупорные материалы и изоляцию применяют для:
– защиты кожуха котла от перегрева и деформации (с последующей возможной утечкой
газов в машинное отделение);
– уменьшения тепловых потерь и обеспечения приемлемой для обслуживающего персонала температуры наружных поверхностей котла;
– защиты от перегрева частей коллекторов котла;
– образования отражательных экранов с целью как защиты частей котла, так и изменения направления потока газов.
Футеровка топки и стен зависит от размеров топки, конструкции труб экранов, теплового напряжения топочного объёма и т. д. Исключение составляют неэкранированные фронтовые стены топок котлов некоторых типов с передним расположением топочных устройств.
На рис. 25, а, б показаны конструкции стенок топок традиционные, на рис. 25, в, г –
современные.
Для ошипованных труб, которые применяется в некоторых котлах, степень покрытия
шипами и длина труб, обмазанных хромистой массой, выбраны из соображений обеспечения
необходимого тепловосприятия в различных зонах топки.
Под топки обычно состоит из двух, трёх слоёв кирпичей с обмазкой поверхности.
Котлы с неэкранированными фронтовыми стенками требуют футеровки и изоляции
суммарной толщиной около 200 мм, состоящей обычно из трёх слоёв огнеупорного материала.
Для футеровки амбразуры форсунок в стенке кожуха котла обычно применяют кирпичи специальной формы или используют пластичный огнеупорный материал, заливаемый с помощью
шаблона. В случае использования фасонных кирпичей их крепят с помощью заделанных болтов.
107
Конструкция фронта котла с пятью амбразурами для форсунок, футерованного пластичным
огнеупорным материалом, показана на рис. 26.
Рис. 25. Футеровка стенки топки под экраном:
а) обычная; б) экранированная ошипованными трубами с хромистой обмазкой;
в) экранированной плотно поставленными трубами; г) образованной мембранным экраном;
1 – межобшивочное пространство; 2 – слой огнеупорного кирпича; 3, 6 – слои изоляционной массы
или асбестовый картон; 4 – слой магнезиевой массы; 5 – хромистая обмазка;
7 – слой огнеупорной массы; 8 – формованные изоляционные плиты
Рис. 26. Футеровка фронтовой стенки топки в районе форсуночных фурм:
1 – приварные скобы; 2 – температурные швы; 3 – изоляция (асбестовый картон);
4 – карборундовые кирпичи или набивочная шамотная масса
Крепление кирпичей (рис. 27). Для крепления кирпичей применяют болты двух типов:
пронизывающие кирпичи насквозь; закрепляемые в специальных углублениях кирпичей.
Болты, пронизывающие кирпичи насквозь, ослабляют их, особенно в случае чрезмерной затяжки.
Рис. 27. Болтовое крепление кирпичей:
а) головка болта; б) болт вставлен в прорезь и повернут на 90°; 1 – слой огнеупорного кирпича;
2 – слой легковесного кирпича; 3 – асбестовый картон или изоляционная масса; 4 – стальной кожух;
5 – шамотный заполнитель
108
Стенка переднего фронта котла с отверстиями для форсунок воспринимает теплоту, передаваемую в топке излучением, поэтому наиболее подвержена повреждениям.
Материалы футеровки (обмуровки) топок
Для обмуровки топок котлов применяются огнеупорные материалы, свойства которых
указаны в табл. 10.
Основным материалом для изготовления огнеупорных кирпичей является глина, содержащая алюминий (окись алюминия Аl2О3), кремний (окись кремния SiO2) и кварц (СаО2),
причём огнеупорные свойства кирпичей в основном определяются содержанием алюминия.
Огнеупорность тем больше, чем выше содержание AI2O3, SiO2 и СаО2, и меньше при наличии
Fе2O3 и MgO.
Для швов кладки и заполнения пустот применяются различные мертели (растворы),
близкие по составу к огнеупорам. Это смесь шамотного порошка, огнеупорной глины, жидкого стекла или сульфитно-спиртовой барды или других добавок. Мертель шамотный промышленный выпускается по ГОСТ 6137-97.
Таблица 10
Огнеупорность, ̊С
Температура начала
деформации, ̊С
Термическая стойкость
(число теплосмен)
Дополнительная
усадка, %
Содержание AlsOa, %
Плотность, кг/м3
Основные свойства отечественных огнеупоров, применяемых
для обмуровки топок вспомогательных котлов
1400
1300
10
1,0
80
1,4–1,5
1750
1300
10
0,7
39
1740
1440
15
0,5
39
Огнеупорный кирпич
Высокоглиноземистый легковесный
по ТУ УкрНИИО марки ВГЛ-1,5
Многошамотный каолиновый по ГОСТ 7940-56,
класса 0
Каолиновый по ЧМТУ 5119-55, класса 1
2,0–2,2
2,0–2,3
Диффузоры топочных устройств (топочные фурмы) работают в наиболее тяжелых температурных условиях, поэтому к огнеупорности и термостойкости материала обмуровки
предъявляют повышенные требования. Температура поверхности обмуровки диффузоров при
розжиге котла повышается со скоростью примерно 180 °С в минуту, а при остановке котла
быстро понижается.
Практика показала высокую эффективность применения для этих условий карборундовых кирпичей, имеющих высокую механическую прочность и температуру плавления 2500 °С.
Карборунд имеет повышенные коэффициенты теплопроводности и температурного расширения (по сравнению с шамотом), поэтому кирпичи укладывают насухо, без применения мертелей, с оставлением зазоров для свободного расширения, а между слоем кирпичей и металлом
топочного устройства прокладывают толстый слой асбестового картона.
Крепление каждого кирпича производится с помощью шпильки или болта. Детали
крепления должны быть ниже поверхности обмуровки и закрыты вначале асбестовым картоном, а затем полусухой карборундовой массой с добавлением 2-3 % жидкого стекла. В связи
109
с необходимостью индивидуального крепления карборундовые фасонные кирпичи для обмуровки диффузоров топок могут изготавливаться крупными (массой до 20–30 кг).
Для обмуровки диффузоров топок применяются также набивные огнеупорные бетоны,
в состав которых входит 75–80 % шамотного или высокоглиноземистого наполнителя и
25–20 % глиноземистого цемента. Применение их возможно благодаря высокой огнеупорности (1700 °С) и большому сроку службы.
Огнеупорный бетон набивается в ранее изготовленную и смазанную отработанным
маслом металлическую опалубку диффузора деревянным или пластмассовым молотком (потому и называется набивной). Часть опалубки простой формы выполняется деревянной.
Для придания прочности и устойчивости бетон может армироваться прутками из жаропрочной стали. Прутки до набивки привариваются к листам топочного устройства из расчета
1 шт. на 0,09 м2.
Огнеупорные набивные бетоны успешно работают и в качестве обмуровки топочного
и заднего фронтов, пода топки и коллекторов.
В менее напряженных частях топки бетон может быть литым. Во всех случаях
необходимо оставлять температурные швы через каждые 1,2–1,5 м.
Несколько более высокую огнеупорность (до 1800° С) при большом сроке службы
имеют силлиманитовые набивные массы состава (в %): А12O3 + ТiO2 – 59,24, SiO2 – 38,60,
Fe2О3 – 0,36, CaO – 0,09, MgO – 0,06, Na2O + K2О – 0,70. Коэффициент температурного расширения силлиманитовой массы 5,3 x 10-6 1/град., пористость (в сухом состоянии) 20 %.
Предельная скорость повышения температуры в эксплуатации 420 °С в час.
Хорошие результаты дает применение каолиновых набивных масс для изготовления
обмуровки диффузоров и других ответственных участков топки. Огнеупорность этой массы
1750 °С, состав: 85 % молотого высокообожженного каолинового шамота с зернами
размером не более 3 мм и 15 % молотого каолина с зернами размером не более 1 мм с
добавлением 5-6 % жидкого стекла и 6–8 % ортофосфорной кислоты. Обмуровка
изготовляется так же, как и набивные бетоны. Время сушки 4-5 суток.
Другим способом нанесения огнеупорных бетонов на стенки топки является торкретирование – нанесение бетона в обмуровку топки или обмазки на поверхность кладки специальным устройством – торкретной пушкой, действующей как пульверизатор. Подхватываемый струёй сжатого воздуха и обладая приличной скоростью, раствор плотно забивается во
все пустоты и неровности, и слой получается довольно плотным.
Этот метод также применяется при ремонте участков выкрошенной кладки, при покрытии ошипованных экранов и нанесении обмуровки или изоляции в межтрубных местах.
Для защиты обмуровки от непосредственного воздействия пламени используются обмазки.
Для обмазки обмуровки топок успешно применяется андезитобазальт – широко распространенная и дешевая вулканическая горная порода с температурой плавления
на 300–400 °С выше, чем у обычного стекла. Химический состав андезитобазальтовой
обмазки (в %): окись кремния – 50–60, окись алюминия – 14–20, окись и закись железа –
6–15, окись кальция – 4–12, окись магния – 2–8, окись натрия – 2–4, окись калия – 1–4.
В топке котла при температуре 1200–1300 °С андезитобазальт превращается в стеклообразную массу, не взаимодействующую с обмуровкой и не разрушающую ее, а защищающую
от выгорания и растрескивания. Эта глазурь выдерживает резкие охлаждения и повторные
нагревания.
110
Андезитобазальт должен быть мелко размолот, просеян через сито с ячейками 0,25 мм
и замешан до сметанообразной массы на огнеупорной глине. При пониженных температурах
в топках порошок можно замешивать на жидком стекле или глиняном молоке. Перед обмазкой
обмуровка топки смазывается раствором шамота на глине. Андезитобазальтовую пасту можно
нанести кистью или напылить сжатым воздухом слоем толщиной 2-3 мм. Если паста наносится
на свежую обмуровку, то они сушатся вместе. Если же обмазывается сухая обмуровка (при
ремонте), то для ускорения сушки обмазки в топку подают углекислый газ из баллонов.
Запрещается добавлять андезитобазальт в мертели.
Увеличение срока службы обмуровки в 2-3 раза было достигнуто применением мертеля такого состава (в %): жидкое стекло – 40, каолин – 32, шамот – 16, тальк – 12.
Компоненты в исходном порошкообразном виде перемешиваются, после чего добавляется жидкое стекло. Полученная масса перемешивается в мешалке в течение 25–30 мин. Котел
с кладкой на указанном мертеле рекомендуется вводить в эксплуатацию таким образом: поднять температуру в топке до 750–800 °С и выдержать 3-4 ч; снизить температуру в топке до
100–150 °С; довести котел до рабочего состояния.
Повреждения футеровки топок
Чаще всего в топках котлов возможны такие повреждения футеровки, как выкрошивание, шлакование, повреждения устройств для крепления кирпичей, усадочные трещины.
Выкрошивание – разрушение поверхности слоя, подверженного значительным изменениям температуры вследствие контакта с пламенем.
Выкрошивание и отслаивание также возможны в случае, когда футеровка пропитывается водой во время мытья поверхностей нагрева, пароперегревателя и других элементов
котла, а последующая разводка котла осуществляется слишком быстро.
Шлакование – результат размягчения кирпичей до жидкого состояния. Обычно принято
считать, что шлакование вызывается присутствием некоторых соединений натрия на поверхностях кирпичей, имеющих высокую температуру. Источником соединений натрия является либо
зола, образующаяся в результате сгорания топлива, либо содержащаяся в топливе морская вода.
Присутствие натрия снижает температуру плавления кирпичей, иногда полурасплавленный огнеупорный материал сползает по неохлаждаемым стенкам. Вследствие поступления
холодного воздуха для сжигания топлива над каждой форсуночной фурмой образуются бровеобразные наплывы. При уменьшении толщин огнеупорного покрытия на стенках элементы
крепления футеровки подвергаются действию температурных условий топки, в результате
чего футеровка полностью разрушается и сваливается на под топки.
При чрезмерном стягивающем действии крепёжных болтов (при монтаже) в кирпичах
часто появляются трещины. В случае их появления крепёжные болты под воздействием газов
с высокой температурой быстро выходят из строя.
Огнеупорные материалы обычно хуже работают на растяжение, чем на сжатие или срез.
Поэтому можно ожидать, что кладка, находящаяся при высокой температуре в сжатом состоянии внутри относительно холодного кожуха, будет при быстром охлаждении подвергаться
значительным напряжениям растяжения, а это вызовет образование усадочных трещин.
Подробно о ремонте футеровки (обмуровки) топки можно узнать в интернете из инструкций по ремонту котлов промышленного назначения: РД 34. 26. 601, РД34.26.205.
Футеровка инсинератора, а он может быть частью топки котла или отдельным, также
подвержена разрушению, особенно с форсункой для сжигания шлама от сепараторов топлива,
масла и льяльных вод. Футеровка «сыплется» при значительном повышении температуры
111
(загрузка сверх меры промасленной ветошью, пластиком) или подаче обводнённого и недостаточно гомогенизированного шлама: холодная футеровка напитывается водой и при нагреве
разрушается.
При ремонте используют отечественные шамотные материалы или иностранные, к примеру, цементы фирмы “Plibriсо”. Раствор следует наносить небольшими кусочками на хорошо
зачищенную поверхность оставшейся обмуровки, нанесённый слой необходимо простучать
пластмассовым молотком. Не следует забывать, что в футеровке инсениратора имеются отверстия для прохода воздуха из пространства между футеровкой и кожухом в топку, которые
следует прочистить и сохранить. Просушку выполнить с выдержкой двое суток; затем прогреть до 300 °С (без загрузки) и только после этого включить в работу.
Изоляция котла
Поскольку температура внешних поверхностей котла не должна превышать 70 °С, применяется изоляция горячих металлических частей и поверхностей котла, которая для обеспечения прочности покрывается листовым материалом (оцинкованное железо и др.).
В качестве изоляционных материалов используют смеси огнеупорной глины, асбеста,
магнезии и вермикулита, обладающих низкой теплопроводностью.
Теплопроводность изоляционных материалов существенно ниже, чем огнеупорных.
Характеристики некоторых применяемых изоляционных материалов приводятся в табл. 11.
Основные свойства некоторых теплоизоляционных материалов
Материал
Вермикулит обожженный
ГОСТ 2594-78
Асбозурит ТУ 39-52
Минеральная вата, ГОСТ 4640-93
Стекловата и маты из нее, ГОСТ 5174-49
Асбокартон, ГОСТ 2850-95
Совелит, ГОСТ 6788-62
Ньювель, ТУ 965-431-47
Асбопухшнур, ГОСТ 1779-83
Таблица 11
Плотность,
кг/м3
Теплоcтойкость,
°С
Коэффициент
теплопроводности λ, Вт/(м∙К)
150
1100
0,0813 (1 + 0,0028t)
450–650
150
130
1400
420
350
190–250
600
600
450
450
400
350
350
0,151 при 100 °С
0,0407 (1 + 0,0046t)
0,0395 (1 + 0,0088t)
0,157 + 0,00014t
0,105 при 100 °С
0,0895 при 100 °С
0,157 при 100 °С
Асбест – природный материал (минерал 3MgO2 2SiO2 2H2O) волокнистого строения
с предельной рабочей температурой 600 °С. При нагреве свыше 600 °С асбест теряет кристаллизационную влагу, темнеет, становится хрупким и осыпается при вибрации, неизбежной
при работе котла. Асбест – канцерогенный материал, запрещён к применению там, где есть
люди!
Асбозурит – смесь диатомита (осадочная порода, состоящая в основном из кремнезёма)
с асбестом, замешанная на воде с небольшими добавками цемента и извести для связи.
Вермикулит – минерал, вспучивающийся в 15–20 раз при нагреве до температуры 900–
1000 °С (потому и «обожженный»), смешивается с жидким стеклом (силикатным клеем) и является изоляционным материалом.
Ньювель – смесь магнезита (MgCO3) с асбестом как обмазка для выравнивания изоляции и наполнения матрацев, закрывающих съёмные щиты и лазы.
112
Совелит – смесь обожженного доломита (MgCO3 + CaCO3) с асбестом; изготавливается
в виде плит и кирпичей, которые укладываются на асбозуритовую или совелитовую подмазку,
а сверху покрываются совелитовой или ньювелевой обмазкой до выравнивания поверхности.
Совелитовые плиты крепятся к металлическому кожуху котла заранее приваренными
шпильками. К шпилькам сверху плит совелита привариваются шайбы, к которым в свою очередь
привариваются металлические полосы для крепления винтами листов оцинкованного железа.
На кривых поверхностях совелитовое покрытие обтягивается металлической сеткой,
прикрепляемой проволокой к приварным деталям. На сетку наносится слой совелитовой зачистки, выравнивающий весь нанесённый слой изоляции, и изоляция покрывается оцинкованным железом.
Лазы покрываются матрацами из асбестовой ткани, набитой ньювелем или минеральной ватой.
Контрольные вопросы
1. Какие общие требования необходимо выполнить при ремонте и замене футеровки?
2. Какие футеровки стен топок применяют в зависимости от их конструкции?
3. Как крепятся кирпичи футеровки топок?
4. Какие материалы применяются для футеровки топок?
5. Какой метод обмуровки называется торкретированием?
6. Какая защита футеровки от воздействия пламени применяется в топках?
7. Какие бывают повреждения футеровки топок?
8. Какие материалы применяются для изоляции котлов и как она осуществляется?
113
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Денисенко Н.И., Костылев И.И. Идентификация повреждений элементов судовых
котельных установок. СПб: Гос. мор. академия им. адм. С.О. Макарова, 2007. 149 с.
2. Ильин А.К., Иконников-Ципулин Е.С. Паровые котлы рыбопромысловых судов.
Пищевая промышленность, 1975. 231 с.
3. Куренский В.Е., Куренский А.В. Государственный надзор и контроль судов в эксплуатации. Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2015. 124 с.
4. Куренский В.Е., Куренский А.В. Определение объёма ремонта котла: метод. указания. Владивосток: Мор. гос. ун-т, 2014. 34 с.
5. Милтон Д.Х., Лич Р.М. Судовые паровые котлы / пер. с англ. А.Ю. Смольника. М.:
Транспорт, 1985. 296 c.
6. Пимошенко А.П. Справочник судового механика по теплотехнике. Л.: Судостроение,
1987. 477 c.
7. Пушкин Н.И., Волков Д.И., Дементьев К.С., Романов В.А., Турлаков А.С. Судовые
парогенераторы: учеб. издание. Л.: Судостроение, 1977. 520 с.
8. Сень Л.И. Эксплуатация судовых котельных установок: курс лекций. Владивосток:
Мор. гос. ун-т, 2009. 52 с.
9. РД 31.20.01-97. Правила технической эксплуатации судов (Основное руководство).
СПб: ЗАО ЦНИИМФ, 2002. 72 с.
10. РД 31.21.30-97. Правила технической эксплуатации судовых технических средств и
конструкций. СПб: ЗАО ЦНИИМФ, 2002. 314 с.
11. РД 34. 26. 601. Инструкция по ремонту обмуровки паровых котлов. Л.: Энергия,
1966.
12. РД 34.26.205. Правила футеровки ошипованных экранов топок котлов карбидкремниевыми набивными массами. Л.: Энергия, 1985.
13. Правила и Руководства морского регистра судоходства. URL: www.rs-class.org.ru
114
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Виды повреждений элементов котельных установок
Представленные ниже иллюстрации – фотографии и эскизы основных эксплуатационных повреждений – показывают проявление деградационных процессов, вызывающих разрушение материалов.
В практической деятельности судовых механиков иллюстрации выступают в качестве
образов (идентификаторов) при проведении идентификации реальных повреждений элементов котельных установок.
В учебной деятельности эти же иллюстрации выступают в качестве объектов идентификации повреждений, виртуальные по форме, они адекватно отображают основные признаки
реальных повреждений. На их основе в памяти обучающегося формируются мысленные модели соответствующих процессов разрушения, которые потом будут корректироваться, наполняться новыми признаками по мере накопления практического опыта эксплуатации судовых
технических средств.
Ил. 1
Ил. 2
Ил. 3
Ил. 4
Ил. 5
Ил. 6
115
Ил. 7
Ил. 8
Ил. 9
Ил. 10
Ил. 11
Ил. 12
116
Ил. 13
Ил. 14
Ил. 15
Ил. 16
Ил. 17
Ил. 18
117
Ил. 19
Ил. 20
Ил. 21
Ил. 22
Ил. 23
Ил. 24
118
Ил. 25
Ил. 26
Ил. 27
Ил. 28
Ил. 29
Ил. 30
119
Ил. 31
Ил. 32
Ил. 33
Ил. 34
Ил. 35
Ил. 36
120
Ил. 37
Ил. 38
Ил. 39
Ил. 40
(На ил. 40 в разрыв из пароводяного пространства входит человек.)
Ил. 41
Ил. 42
121
Ил. 43
Ил. 44
Ил. 45
Ил. 46
Ил. 47
122
Ил. 48
Ил. 49
123
Ил. 50
Ил. 51
Ил. 52
Ил. 53
Ил. 54
124
Ил. 55
Ил. 56
Ил. 57
Ил. 58
Ил. 59
Ил. 60
125
Ил. 61
Ил. 62
Ил. 63
Ил. 64
Ил. 65
Ил. 66
126
Ил. 67
Ил. 68
Ил. 69
Ил. 70
127
Ил. 71
Ил. 72
Ил. 73
Ил. 74
Ил. 75
128
Ил. 76
Ил. 77
Ил. 78
Ил. 79
Ил. 80
Ил. 81
129
Ил. 82
Ил. 83
Ил. 84
Краткие описания повреждений элементов котельных установок
Иллюстрация 1. Электрохимическая межкристаллитная коррозия (щелочная хрупкость) с образованием трещины, обусловленная повышенной концентрацией щелочи в местах
упаривания котловой воды – в узких щелях, под слоем отложений шлама (вторичной накипи)
и в других плохо промываемых местах.
Иллюстрация 2. Расслоение металла жаровой трубы огнетрубного котла танкера
«Раума» в районе внутреннего дефекта заготовки, вызвавшее взрыв котла (авария).
Иллюстрация 3. Разрыв трубы пароперегревателя при кратковременном повышении
температуры металла сверх 800 °С вследствие потери прочности, обусловленной рекристаллизацией структуры (при переходе точки А с диаграммы «железо – углерод»).
Иллюстрация 4. Продольная трещина в парообразующей трубе в районе выпучины,
обусловленной локальной ползучестью при длительном повышении температуры металла до
500...600 °С.
Иллюстрация 5. Состояние внутренней поверхности змеевиков двухсекционных утилизационных котлов прямоугольной компоновки типа AKSR как следствие накипеобразования при упаривании пароводяной смеси, забрасываемой в отключенную секцию из единого
пароводяного коллектора, не имеющего глухой перегородки между секциями.
Иллюстрация 6. Накипь на выходных участках внутренней поверхности змеевиков
вследствие выпаривания воды, забрасываемой из пароводяного коллектора в отключенную
секцию котла из-за отсутствия глухой перегородки между секциями.
130
Иллюстрация 7. Отложения шлама и механических примесей в экранном водяном
коллекторе водотрубного котла с двусторонним расположением опускных труб при неэффективном нижнем продувании.
Иллюстрация 8. Отложения шлама на трубной доске газотрубного вертикального утилизационного котла со стороны воды при неэффективном нижнем продувании и растрескивание резиновых амортизаторов от пересыхания и сильной вибрации.
Иллюстрация 9. Характер образования нагара на паровой распыливающей шайбе паромеханической форсунки котла при некачественном распылении топлива.
Иллюстрация 10. Состояние петель горизонтального пароперегревателя главного водотрубного котла как следствие некачественного процесса сгорания топлива и отсутствия контроля процесса загрязнения.
Иллюстрация 11. Коррозионные повреждения груб горизонтальных огнетрубных котлов вследствие образования па них отложений накипи и шлама, под слоем которых протекает
электрохимическая коррозия.
Иллюстрация 12. Язвенная коррозия внутренней поверхности змеевика утилизационного котла цилиндрической компоновки на входном участке трубы, обусловленная кавитационным разрушением оксидной пленки и дальнейшим окислением металла.
Иллюстрация 13. Язвенная коррозия внутренней поверхности змеевика утилизационного котла прямоугольной компоновки типа КУП в районе гиба трубы, обусловленная кавитационным разрушением оксидной пленки и последующим окислением металла.
Иллюстрация 14. Кислородная коррозия внутренней поверхности пароводяного коллектора утилизационного котла цилиндрической компоновки на выходе пароводяной смеси
из змеевика при кавитационном разрушении оксидной пленки.
Иллюстрация 15. Коррозионно-усталостные разрушения металла труб оребренных
змеевиков утилизационных котлов прямоугольной компоновки после трех лет эксплуатации,
обусловленные знакопеременными напряжениями, вызываемыми вибрацией поверхности
нагрева при консольном ее креплении к коллекторам.
Иллюстрация 16. Коррозионно-усталостные разрушения металла труб оребренных
змеевиков утилизационных котлов прямоугольной компоновки после трех лет эксплуатации,
обусловленные знакопеременными напряжениями, возникающими в стенках труб вследствие
различия в линейных расширениях свободно насажанных ребер и собственно труб.
Иллюстрация 17. Разрушения ребер и наружной поверхности труб змеевиков утилизационных котлов вследствие низкотемпературной сернистой коррозии. Здесь же: коррозионно-усталостные повреждения внутренней поверхности змеевиков.
Иллюстрация 18. Состояние изоляции лазового закрытия огнетрубного котла и его паровых трубопроводов перед ремонтом. Коррозия наружной поверхности труб под изоляцией.
Иллюстрация 19. Стояночная коррозия внутренней поверхности пароводяного коллектора в районе свободного уровня воды при мокром хранении котла.
Иллюстрация 20. Коррозионные повреждения питательной трубы и внутренней поверхности пароводяного коллектора главного водотрубного котла т/х «Физик Курчатов» после
33 тыс. часов работы.
Иллюстрация 21. Сернистая электрохимическая коррозия нижней части (у колокольчика) парообразующих труб под слоем наружных отложений золы и сажи на трубной доске
водяных коллекторов водотрубных котлов.
131
Иллюстрация 22. Состояние змеевиков экономайзера главного водотрубного котла
типа КВГ 34К после 33 тыс. часов работы, обусловленное низкотемпературной сернистой коррозией (коррозионные язвы и разрывы).
Иллюстрация 23. Подшламовая («ракушечная») коррозия внутренней поверхности
экранной трубы в районе максимального теплового потока под слоем накипи и окислов железа
и меди, являющихся деполяризаторами при электрохимической коррозии.
Иллюстрация 24. Свищ в экранной трубе главного водотрубного котла т/х «Металлург
Амосов» после 35 тыс. часов работы вследствие подшламовой («ракушечной») коррозии, обусловленной содержанием в котловой воде деполяризаторов – окислов железа и меди.
Иллюстрация 25. Эрозия внутренней поверхности пароводяного коллектора вследствие капелек воды, уносимых паром при срабатывании предохранительных клапанов в случае отсутствия паросепарационных устройств. Здесь же: электрохимическая коррозия наружной поверхности коллекторов и бочек под изоляцией вследствие подтекания конденсата при
износе уплотнений фланцев и сальниковых набивок арматуры.
Иллюстрация 26. Коррозионные повреждения дымогарных труб и трубных досок топочных камер вертикальных огнетрубных котлов под слоем вторичной накипи (при осаждении шлама) вследствие смешанной электрохимической коррозии с участием нескольких деполяризаторов.
Иллюстрация 27. Коррозионно-усталостные повреждения днищевого кольца, корпуса
и топочной камеры онетрубно-водотрубного котла AQ-3 под слоем отложений накипи и
шлама, образующихся вследствие неэффективного нижнего продувания котла.
Иллюстрация 28. Разрушение конца шинельного листа топочной камеры огнетрубного котла, обусловленное попаданием в щель между кирпичом и листом топочной камеры
несгоревшего топлива с последующим его выгоранием, вызывающим разрушение кирпичей и
металла камеры. Здесь же: коррозионно-усталостное разрушение днищевого кольца под слоем
отложений накипи и шлама.
Иллюстрация 29. Щелевая электрохимическая язвенная коррозия наружной поверхности колокольчика парообразующей трубы и металла трубной доски пароводяного барабана
вследствие упаривания воды в узких щелях вальцовочного соединения и образования концентрированного раствора щелочи, разрушающего оксидную пленку и способствующего локальному окислению металла.
Иллюстрация 30. Щелочная коррозия в вальцовочных соединениях при концентрации
щелочи в зоне упаривания котловой воды более 100 г/л в виде поперечных трещин на наружной поверхности колокольчиков и отверстий в коллекторе при одновременном воздействии
высоких механических напряжений и щелочной агрессивной среды.
Иллюстрация 31. Межкристаллитная коррозия (щелочная хрупкость) металла под воздействием котловой воды с высокими концентрациями щелочей в местах больших местных
напряжений (вальцовочные, клепаные соединения, узкие щели и т.п.) в трещинах, раковинах,
где отсутствует движение (циркуляция) воды.
Иллюстрация 32. Поперечные трещины на внутренней поверхности парообразующей
трубы на участке начала парообразования как результат воздействия знакопеременных термических напряжений, обусловливающих термоусталость материала трубы.
Иллюстрация 33. Кавитационное разрушение металла крылатки (рабочего колеса) 1-й
ступени турбопитательного насоса т/х «Металлург Амосов» после 28 тыс. часов работы.
Иллюстрация 34. Кавитационное разрушение металла облицовки вала турбопитательного насоса т/х «Юрий Гагарин» после 25 тыс. часов работы.
132
Иллюстрация 35. Просадка и разрыв жаровой трубы горизонтального оборотного огнетрубного котла вследствие локального перегрева металла в районе верхних образующих под
слоем промасленных отложений накипи, образовавшихся при попадании нефтепродуктов в
котловую воду.
Иллюстрация 36. Просадка жаровой трубы в районе локальной ползучести, обусловленной местным перегревом металла под слоем промасленных отложений накипи и шлама
вследствие ухудшения теплопередачи.
Иллюстрация 37. Разрушение кирпичной кладки (выгорание) и деформация обшивки
горизонтального огнетрубного котла в районе огневой камеры.
Иллюстрация 38. Результат взрыва горизонтального огнетрубного котла типа UNEX
ВН-2200 вследствие грубых нарушений правил технической эксплуатации судовых котлов.
Иллюстрация 39. Состояние поперечного сварного шва корпуса вертикального огнетрубного котла после 5 лет эксплуатации (микрошлиф образца).
Иллюстрация 40. Разрыв волнистой жаровой трубы вспомогательного огнетрубного
горизонтального оборотного котла танкера (вид со стороны топочного устройства) в районе
4-й волны вследствие перегрева металла, обусловленного ухудшением теплопередачи под
слоем промасленных отложений накипи на верхней образующей.
Иллюстрация 41. Разрыв парообразующей трубы главного котла при кратковременном повышении температуры металла сверх 700 °С вследствие нарушения циркуляции воды,
обусловленного попаданием в трубу посторонних предметов, таких как ерши, ветошь, пробные шары и т.п.
Иллюстрация 42. Разрыв трубы пароперегревателя главного котла в районе выпучины, образовавшейся в результате локальной ползучести металла при длительном воздействии температур дымовых газов выше 700...800 °С при неравномерном наружном загрязнении пучка.
Иллюстрация 43. Разрушение жаровой трубы вспомогательного горизонтального огнетрубного котла типа UNEX ВН-2200 в результате взрыва на т/х «Владимир Фаворский».
Иллюстрация 44. Отрыв заднего днища от жаровой трубы огнетрубного котла типа
UNEX ВН-2200 в результате взрыва котла на т/х «Владимир Фаворский».
Иллюстрация 45. Исходная структура материала петель паро-перегревателя главного
водотрубного котла типа КВГ 25К т/х «Ленинский Комсомол» (а) и структура со стороны
наружной поверхности после 25 тыс. часов работы в зоне температур газов до 850 °С (б): частичное обезуглероживание легированной перлитной стали I5XM.
Иллюстрация 46. Трещина в коллекторе пароперегревателя главного водотрубного
котла КВГ 80/80 танкера «Кузбасс», обусловленная кратковременным перегревом при температуре газов выше 800 °С в результате форсированной растопки котла при закрытом клапане
продувания пароперегревателя.
Иллюстрация 47. Провисание потолочных труб экрана вспомогательного водотрубного котла типа D зарубежной постройки вследствие ползучести при длительном перегреве
метала в области температур 500...600 °С, обусловленных нарушением циркуляции воды в
экранных трубах из-за накопления отложений шлама в центре экранного коллектора при двустороннем расположении опускных труб.
Иллюстрация 48. Локализация мест повреждения элементов обшивки главного водотрубного котла КВГ 80/80, обусловленных знакопеременными нагрузками во время качки
судна.
133
Иллюстрация 49. Усталостное разрушение (деформация) опоры главного водотрубного котла типа КВГ 80/80, обусловленное знакопеременными нагрузками, возникающими
при периодических раскачиваниях котла (с отклонениями от центральной оси на ±30...60 мм)
вследствие качки судна в штормовых условиях.
Иллюстрация 50. Прогорание обшивки водотрубного котла КВГ 80/80 из-за прорыва
горячих газов из топки через разрушенную теплоизоляцию н трещины в обшивке, образовавшиеся под воздействием знакопеременных нагрузок при раскачивании котла в штормовых
условиях.
Иллюстрация 51. Коррозионно-усталостные трещины в днищевом (уторном) кольце
огнетрубных и огнетрубно-водотрубных вертикальных котлов в околошовной зоне под отложениями накипи и шлама при наличии знакопеременных напряжений, обусловленных жесткостью (неподатливостью) конструктивных узлов котлов.
Иллюстрация 52. Усталостная трещина в узле приварки трубной доски к корпусу
вспомогательного котла фирмы “Aalborg” типа AQ-7, обусловленная знакопеременными
напряжениями в районе максимальной их концентрации, возникающими вследствие чрезмерной жесткости конструкции котла.
Иллюстрация 53. Состояние конвективного пучка парообразующих труб вспомогательного водотрубного котла после пожара, явившегося следствием упуска воды из котла при
отключенной защите по уровню и работающих горелках.
Иллюстрация 54. Разрыв экранной трубы водотрубного главного котла в районе выдвижного сажеобдувочного устройства вследствие эрозии под действием струи пара.
Иллюстрация 55. Состояние утилизационного котла прямоугольной компоновки с
оребренными змеевиками после пожара при возгорании сажи в пучке труб вследствие сильного загрязнения и попадания частиц смазочного масла в отходящие газы главного двигателя
при отключении циркуляционных насосов во время остановки котла на маневровых режимах.
Иллюстрация 56. Трещина в околошовной зоне верхней части корпуса огнетрубно-водотрубного котла типа AQ-3 вследствие усталостных напряжений при нагревании-охлаждении.
Иллюстрация 57. Усталостная трещина в опускной трубе огне-трубно-водотрубного
котла типа AQ-3 как результат чрезмерной жесткости конструкции котла.
Иллюстрация 58. Трещины в тавровом кольце вследствие усталости, обусловленной
знакопеременными напряжениями, возникающими при сжатии-растяжении внутренних элементов огнетрубно-водотрубных котлов типа VX.
Иллюстрация 59. Непровар сварного соединения шинельного листа топочной камеры
и форсуночной трубы, приведший к усталостному разрушению камеры в околошовной зоне и
взрыву огнетрубно-водотрубного котла типа VX-125 на т/х «Северный Полюс».
Иллюстрация 60. Термоусталостные трещины конца форсуночной трубы из-за знакопеременных температурных напряжений, обусловленных колебаниями высоких температур
под воздействием лучистого тепла от факела, и при недостаточном охлаждении выступающего в топку конца форсуночной трубы.
Иллюстрация 61. Усталостная трещина в корпусе (бочке) вертикального огнетрубного котла под крепежным ушком, обусловленная знакопеременными напряжениями при
качке судна.
Иллюстрация 62. Трещины в околошовной зоне нижних днищ огнетрубных котлов
типа UNEX СН-3800 в районе опорных книц вследствие усталости металла, обусловленной
знакопеременными напряжениями при различных температурных расширениях внутренних и
наружных элементов котла.
134
Иллюстрация 63. Усталостное растрескивание парообразующей трубы большого диаметра, используемой в качестве опорной трубы для крепления горизонтального пароперегревателя; возможны подобные разрушения обычных парообразующих труб при повторных подвальцовках колокольчиков.
Иллюстрация 64. Термоусталостные трещины конца трубы смотрового отверстия и
форсуночной трубы из-за знакопеременных температурных напряжений, обусловленных колебаниями температур при высокой жесткости конструкции котла.
Иллюстрация 65. Результаты взрыва огнетрубно-водотрубного котла типа VX-125 изза появления усталостных трещин в местах непроваров сварных соединений от воздействия
знакопеременных напряжений, обусловленных чрезмерной жесткостью конструкции котла.
Иллюстрация 66. Разрушение обшивки и газохода котла танкера «Севан», обусловленное двумя взрывами за три года вследствие подтекания топлива через неплотно закрытый
быстрозапорный топливный клапан при срабатывании защит и недостаточной вентиляции
топки котла.
Иллюстрация 67. Пароводяная коррозия внутренней поверхности трубы пароперегревателя под слоем внутренних отложений, образовавшихся при попадании нефтепродуктов в
котел и заносе их вместе с паром в пароперегреватель.
Иллюстрация 68. Разрушение дымохода вспомогательного водотрубного котла типа
КВС 30/П-А т/х «Брянский рабочий», обусловленного взрывом смеси паров топлива и воздуха,
образовавшихся в топке, недостаточно провентилированной перед розжигом котла.
Иллюстрация 69. Схема распределения поперечных напряжений по сечению трубы в
месте гиба в наружных и внутренних волокнах (а) и характерные повреждения металла: разрушение пароперепускной трубы по растянутой образующей (б); разрушение водоопускной
трубы по нейтральной образующей (в) и трещины на внутренней поверхности гиба трубы в
зоне нейтральной образующей (г).
Иллюстрация 70. Характерные разрушения сварных соединений в процессе эксплуатации: трещины по хрупкой прослойке (межзеренное повреждение) в околошовной зоне на
расстоянии до 1 мм от линии сплавления при ползучести (а); трещины по мягкой малопрочной
прослойке на расстоянии до 5 мм от линии сплавления – межзеренное повреждение (б); трещины усталости (транскристаллитное и смешанное повреждение) продольные в околошовной
зоне и поперечные через сварной шов (в); трещины хладноломкости (транскристаллитное повреждение) поперечные и продольные (г).
Иллюстрация 71. Стандартные размеры зерна микроструктуры сталей (х100) (по ГОСТ
5639-51). На рисунке размеры зерен уменьшены в 2 раза по сравнению со стандартной шкалой.
Иллюстрация 72. Термоусталостные трещины на внутренней поверхности экранной
трубы главного водотрубного котла под воздействием знакопеременных термических напряжений, обусловленных колебаниями перепада температур в стенке трубы вследствие перемещений границы конца экономайзерного участка парообразующей трубы при изменениях
нагрузки котла.
Иллюстрация 73. Эрозия внутренней поверхности верхнего колокольчика парообразующей трубы вследствие схлопывания мелких пузырьков пара при выходе пароводяной
смеси в пароводяной барабан из-за повышения статического давления в недогретой до кипения котловой воде.
Иллюстрация 74. Эрозионное повреждение шинельного листа топочной камеры огнетрубно-водотрубного котла под воздействием струи пароводяной смеси при нижнем продувании
135
котла, обусловленного касанием вибрирующего конца трубы продувания поверхности топочной
камеры вследствие коррозионного разрушения крепления трубы продувания.
Иллюстрация 75. Эрозия внутренней поверхности выходного участка парообразующей трубы огнетрубно-водотрубного котла типа КВЦ, обусловленная схлопыванием пузырьков пара при выходе в водяной объем котла.
Иллюстрация 76. Характер начала образования микротрещины в зоне концентрации
напряжений на границе наложения сварных швов.
Иллюстрация 77. Разрушение фурменных кирпичей (выгорание) под воздействием
плохо отрегулированного угла раскрытия факела и при наличии неисправностей форсуночных
устройств.
Иллюстрация 78. Разрушение кирпичной кладки заднего фронта главного водотрубного котла типа КГВ 34К в районе лаза в топку после 15 тыс. часов работы.
Иллюстрация 79. Оплавление кирпичной кладки переднего фронта главного водотрубного котла и разрушение фурменных кирпичей после 18 тыс. часов работы.
Иллюстрация 80. Дефекты сварного соединения корпуса вспомогательного огнетрубного вертикального котла и образовавшаяся в процессе эксплуатации поперечная трещина.
Иллюстрация 81. Расслоение металла трубы в месте заката корки шлака, обнаруженное при испытании на сплющивание.
Иллюстрация 82. «Развал» петель вертикального пароперегревателя главного водотрубного котла вследствие разрушения креплений к опорной балке, обусловленного их высокотемпературной (ванадиевой) коррозией после 30 тыс. часов работы котла.
Иллюстрация 83. Низкотемпературная сернистая коррозия наружной поверхности
труб и ребер змеевиков утилизационного котла типа AKSR прямоугольной компоновки после
трех лет эксплуатации.
Иллюстрация 84. Строчечная (а) и «видманштеттова» (б) структуры металла, образующиеся в околошовных зонах сварных швов и снижающие пластичность, жаропрочность и
ударную вязкость металла.
136
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В представленном пособии, состоящем из восьми разделов, были раскрыты вопросы,
связанные с техническим использованием и обслуживанием судовых котельных установок,
начиная с порядка ведения документации и соблюдения регламента осмотров котлов обслуживающим персоналом в соответствии с нормативно-технической документацией,
действующей на флоте, и заканчивая подготовкой и процессом предъявления котла
инспектору Регистра. Приведены требования по соблюдению мер предосторожности при
обслуживании котлов и принятые условия взаимодействия обслуживающего персонала и
органов по контролю за техническим состоянием.
В разделах учебного пособия были последовательно изложены следующие вопросы.
Подготовка котельной установки к работе была рассмотрена в разделе 1 и включала
осмотр котла и котельного отделения, осмотр и подготовку вспомогательных механизмов и
систем.
Запуск котла в работу был представлен в разделе 2. Описаны методы ввода котлов в
действие (в том числе на ручном управлении), включающие подготовку питательной и топливной систем, заполнение котла водой, розжиг котла и подъём давления пара.
Информация по обслуживанию котла в работе с учетом правил ведения водных режимов, подготовки и сжигания топлива, очисток котлов в действии и организации водоконтроля
при обеспечении требуемых параметров пара была изложена в разделе 3.
Раздел 4 был посвящен мерам предосторожности при обслуживании паровых котлов.
Приведены меры предотвращения повреждений и аварий судовых котельных установок при
обслуживании парового котла и упуске из него воды.
В разделе 5 были рекомендованы правила проверки технического состояния согласно
Инструкции по теплохимическим испытаниям и порядок определения КПД и характеристик
котла на долевых нагрузках судовых котельных установок экспресс-методом.
Вопросы по выводу котла из действия и его постановке на «мокрое» или «сухое» хранение и по хранению бездействующего котла были освещены в разделе 6 пособия.
Техническое обслуживание котлов в эксплуатации, включающее очистки наружных и
внутренних поверхностей нагрева сульфаминовой и малеиновой кислотами, раствором трилона В, промежуточные и ежегодные осмотры и испытания котла, было приведено в разделе
7 в соответствии с нормативной литературой (РД 31.21.30-97 «Правила технической эксплуатации судовых технических средств и конструкций»).
В разделе 8 были описаны порядок осмотра котла судовыми механиками согласно регламенту и подготовка котла к освидетельствованию инспектором Регистра с последовательным перечнем производимых рекомендованных мероприятий. Приведены положения по внедрению системы мониторинга котельных установок с целью сокращения стояночного времени
судна для предъявления котлов к внутреннему освидетельствованию инспектором Регистра.
Представлены допустимые для обслуживающего персонала способы текущего ремонта элементов котлов и приложения с видами характерных дефектов котлов.
В пособие были включены рисунки и таблицы, а также приложение, в котором были
представлены иллюстрации видов повреждений элементов котельных установок.
137