Организация эксплуатации газового хозяйства

Введение

Учебная дисциплина «Эксплуатация оборудования и систем газоснабжения» изучает структуру управления газовым хозяйством, правила безопасной эксплуатации наружных и внутренних газопроводов, ГРП и ГРУ, газопотребляющего оборудования предприятий и котельных, жилых и общественных зданий, установок СУГ.

В условиях рыночной экономики применительно к газовому комплексу поселений можно выделить следующие основные направления:

- повышение надёжности и оперативности управления газовыми сетями и ГРП путём внедрения систем телемеханизации и АСУ ТП РГ;

- повышение безопасности эксплуатации систем газораспределения;

- применение полимерных труб и новых материалов при строительстве систем газоснабжения;

- разработка и выпуск усовершенствованной бытовой и промышленной газовой аппаратуры;

- внедрение современных методов организации производства и труда;

- совершенствование форм и методов хозяйственного руководства, планирования и управления.

Решающее значение в современных условиях имеют уровень и квалификация кадров, их способность выполнять сложные экономические и технические задачи, поэтому на первый план выдвигается задача подготовки и повышения квалификации кадров.

Организация эксплуатации газового хозяйства

Основные положения и задачи эксплуатации газового хозяйства

Газовое хозяйство представляет собой сложный технологический комплекс газораспределительных и газопотребляющих систем, который предназначен для обеспечения потребителей природными и сжиженными углеводородными газами, используемыми в качестве топлива в промышленности и в быту.

Основной задачей газового хозяйства является бесперебойное, надёжное и экономичное газоснабжение потребителей.

Эксплуатация газопроводов и газового оборудования городов и других поселений осуществляется специализированными предприятиями. Газопроводы и газовое оборудование, находящееся на балансе предприятий обслуживаются газовыми службами этих предприятий или городскими газовыми службами по договорам.

Газовые хозяйства поселений и предприятий относятся к опасным производственным объектам, поэтому за состоянием и безопасной эксплуатацией газового хозяйства установлен государственный надзор, который осуществляется Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор РФ).

Ростехнадзор обеспечивает соблюдение всеми организациями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12–529–03, «Правил безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» ПБ 12–609–03 и других нормативных документов в области промышленной безопасности.

Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу

Руководители и специалисты, осуществляющие деятельность по проектированию, строительству, монтажу и эксплуатации опасных производственных объектов систем газораспределения и газопотребления, ведению технического надзора за строительством, монтажом, наладкой и испытаниями оборудования, изготовлению газового оборудования, экспертизе промышленной безопасности, подготовке кадров для опасных производственных объектов, должны пройти аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, и других нормативных правовых актов) в объеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции.

Порядок проведения аттестации должен соответствовать "Положению о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Ростехнадзору России".

Рабочие должны пройти обучение и проверку знаний по безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требований инструкций, отнесенных к их трудовым обязанностям.

Сварщики перед допуском к сварке газопроводов и специалисты сварочного производства, осуществляющие руководство и технический контроль за проведением сварочных работ, должны быть аттестованы в соответствии с требованиями "Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства" ПБ 03-273-99.

Технический контроль за качеством сварочных работ неразрушающими методами контроля при строительстве и монтаже газопроводов, техническом диагностировании газопроводов и технических устройств должен осуществляться лабораториями, аттестованными в установленном порядке.

Специалисты неразрушающего контроля должны быть аттестованы в соответствии с требованиями "Правил аттестации специалистов неразрушающего контроля" ПБ 03-440-02.

Специалисты, осуществляющие контроль сварочных работ разрушающими методами и контроль за изоляционными работами на газопроводах должны быть обучены и аттестованы в установленном порядке по программам, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора России.

Учебные программы подготовки руководителей и специалистов, а также экзаменационные билеты подлежат согласованию с органами Ростехнадзора России.

К выполнению газоопасных работ допускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой (доврачебной) помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности в объеме настоящих Правил.

Проверка теоретических знаний может проводиться одновременно с аттестацией и оформлением общего протокола, в котором указывается о наличии допуска к выполнению газоопасных работ.

Практические навыки должны отрабатываться на учебных полигонах с действующими газопроводами и газовым оборудованием или на рабочих местах с соблюдением мер безопасности, по программам, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора России.

Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются решением по организации.

Предаттестационная подготовка может проводиться в аккредитованных организациях, занимающихся подготовкой руководителей и специалистов в области промышленной безопасности. Руководители и специалисты со средним (по профилю работы) или высшим техническим образованием могут проходить первичную проверку знаний без дополнительного обучения.

Первичное обучение рабочих безопасным методам и приемам труда, в том числе, допускаемых к выполнению газоопасных работ, должно проводиться в аккредитованных организациях, занимающихся подготовкой кадров в области промышленной безопасности.

Организации, занимающиеся подготовкой кадров в области промышленной безопасности, должны располагать в необходимом количестве штатными аттестованными специалистами (преподавателями), учебной и методической базой.

Аттестация (проверка знаний в области промышленной безопасности должна проводиться аттестационной комиссией организации с участием представителя органов Ростехнадзора России. Уведомление о времени и месте проведения аттестации целесообразно подавать в территориальный орган Ростехнадзора России не менее чем за 5 дней.

Члены аттестационных комиссий должны проходить аттестацию в центральных или территориальных аттестационных комиссиях Ростехнадзора РФ.

Аттестация проводится периодически в сроки:

- у руководителей и специалистов 1 раз в 3 года;

- у рабочих (проверка знаний безопасных приемов выполнения работ) 1 раз в 12 месяцев.

Проверке знаний рабочих должна предшествовать их дополнительная теоретическая подготовка по программам, разработанным с учетом профиля работ и утвержденным техническим руководителем организации.

Необходимость участия инспектора в комиссии при повторной проверке знаний (аттестации) устанавливает территориальный орган Ростехнадзора России.

Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием вида работ, которые может выполнять лицо, прошедшее аттестацию (проверку знаний), в том числе в качестве членов аттестационных комиссий.

На основании протокола успешной первичной проверки знаний выдается удостоверение за подписью председателя комиссии и представителя органов Ростехнадзора России.

Лица, не сдавшие экзамены, должны в месячный срок пройти повторную проверку знаний. Вопрос о соответствии занимаемой должности лиц, не сдавших экзамены, решается в порядке, установленном трудовым законодательством.

Рабочие при переводе на другую работу, отличающуюся по условиям и характеру требований инструкций, должны пройти обучение в объеме, соответствующем новому рабочему месту, и сдать экзамены.

Лицам, допустившим нарушения требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов и инструкций по безопасному ведению работ, может быть назначена внеочередная проверка знаний.

 

 Испытание газопроводов на герметичность

Все смонтированные газопроводы после окончания их строительства, реконструкции или капремонта подвергаются испытанию на герметичность. Испытания проводит строительно-монтажная организация в присутствии представителей технадзора заказчика и газораспределительной организации.

Перед испытаниями газопровод продувается сжатым воздухом для удаления из него грязи, мусора и других твердых предметов. Испытания проводят сжатым воздухом. Для удобства испытаний газопровод разделяют на участки с помощью запорной арматуры или заглушек. Если арматура, приборы и оборудование, установленные на газопроводе, не рассчитаны на испытательное давление, то их снимают и вместо них устанавливают катушки, в некоторых случаях устанавливают заглушки.

Результаты испытаний оформляются актами и записью в строительном паcпорте. Для испытаний применяются высокоточные манометры с классом точности 0,15. Допускается применение манометров с классом точности 0,4 и 0,6. При испытательном давлении до 0,01МПа следует применять U-образные жидкостные манометры с водяным заполнением.

 Испытание подземных газопроводов производится после их монтажа в траншее и присыпки грунта выше трубы не менее 200 мм или после полной засыпки траншеи. Перед испытанием газопроводы заполняются сжатым воздухом, давление которого доводится до испытательного и газопровод выдерживается некоторое время, в течение которого выравниваются температуры воздуха внутри газопровода и окружающей среды. Испытание газопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления. Продолжительность испытания подземных газопроводов 24 часа.

Величина испытательного давления для подземных газопроводов:

- низкого и среднего давления (до 0,3 МПа)                       – 0,6 МПа;

- высокого давления 2 категории (от 0,3 до 0,6 МПа)      – 0,75 МПа;

- высокого давления 1 категории (от 0,6 до 1,2 МПа)      – 1,5 МПа.

Испытательное давление для надземных наружных газопроводов и оборудования ГРП:   

-при низком давлении                                            – 0,3 МПа;

-при среднем давлении                                          – 0,45 МПа;

-при высоком давлении 2 категории               – 0,75 МПа;

-при высоком давлении 1 категории                – 1,5 МПа.

Продолжительность испытания надземных газопроводов – 1 час.

Продолжительность испытания газопроводов жилых зданий 5 мин, испытательное давление 0,01 МПа (1000 мм вод.ст.).

Продолжительность испытания внутренних газопроводов котельных, общественных и производственных зданий 1 час. Испытательное давление берется на 25% больше максимального рабочего давления.

Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если за период испытания отсутствует видимое падение давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4 или по жидкостному манометру – падение давления не превышает одного деления шкалы.

При завершении испытаний давление в газопроводе снижается до атмосферного, устанавливается автоматика, арматура, КИП, а затем газопровод выдерживается в течение 10 мин. под рабочим давлением. В этот период проверяется герметичность разъемных соединений мыльной эмульсией или прибором (газоискателем).

Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний, устраняются только после снижения давления в газопроводе до атмосферного. После устранения дефектов испытание газопровода на герметичность повторяется.

Обход газопроводов

При обходе надземных газопроводов должны выявляться:

- утечки газа;

-  перемещения газопроводов за пределы опор;

- наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор;

- состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов;

- сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

При обходе наземных газопроводов должны выявляться:

- утечки газа на трассе газопровода;

- нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования;

- состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

При обходе подземных газопроводов должны:

 

- выявляться  утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода;

- уточняться сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты;

- очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;

- выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами;

- контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов.

Обходчики наружных газопроводов должны иметь маршрутные карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты, местоположением газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от газопровода. Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.

До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.

Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительной организации.

Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.

В ГРУ:

1. Закрыть задвижку перед регулятором давления.

2. Вывернуть регулировочный винт пилота РД.

3. Выяснить и устранить причину срабатывания ПЗК и, если имеется достаточное давление газа на вводе в ГРУ, поднять рычаг клапана ПЗК, зацепить его с анкерным рычагом, на который положить ударный молоток.

4. Медленно открыть задвижку перед РД и путём ввёртывания регулировочного винта пилота РД установить рабочее давление газа на выходе ГРУ.

5. Убедиться в устойчивой работе РД, открыть кран на импульсной трубке ПЗК, поднять ударный молоток и зацепить его с коромыслом. При уходе из помещения выключить жидкостный манометр.

В котельной: приступить к растопке горелок агрегатов. 

Выключение ГРУ

1. Вывести из зацепления с коромыслом ударный молоток ПЗК и положить его на анкерный рычаг, закрыть кран на импульсной трубке ПЗК.

2. Закрыть задвижку на вводе газа в ГРУ и проверить понижение давления газа до нуля.

3. Закрыть задвижки до РД и после РД, вывернуть регулировочный винт пилота РД.

4. Опустить рычаг клапана ПЗК.

5. Открыть кран на продувочной свече после РД и выключить жидкостный манометр.

Если ГРУ работала на байпасе, необходимо закрыть задвижки: сначала на вводе, а затем на байпасе первую и вторую по ходу газа и открыть кран на продувочной свече после РД.

 4 курс Средства защиты стальных газопроводов от коррозии

Эксплуатация средств электрохимической защиты и периодический контроль потенциалов на подземных газопроводах должны проводиться специализированными организациями, службами, лабораториями, аттестованными в порядке, устанавливаемом Ростехнадзором России.

Организация, эксплуатирующая установки электрохимической защиты, должна проводить их техническое обслуживание и ремонт, иметь схемы мест расположения защитных установок, опорных (контрольно-измерительных пунктов) и других точек измерения потенциалов газопровода, данные о коррозионной агрессивности грунтов и источниках блуждающих токов, а также проводить ежегодный анализ коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы электрозащитных установок.

Электрохимическая защита газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности, независимо от влияния блуждающих токов, должна обеспечивать значения поляризационных потенциалов стали в пределах от –0,85 вольт до –1,15 вольт (относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения) или значения суммарного потенциала (включающие поляризационную и омическую составляющие) - разности потенциалов между трубой и землей в пределах от –0,9 вольт до –2,5 вольт (относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения).

При эксплуатации электрозащитных установок должно проводиться их техническое обслуживание, которое включает периодический осмотр установок и проверку эффективности их работы.

Технический осмотр электрозащитных установок, не оборудованных средствами телеметрического контроля, должен производиться не реже 4 раз в месяц - на дренажных, 2 раза в месяц - на катодных, 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.

При наличии средств телеметрического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются техническим руководителем эксплуатационной (газораспределительной) организации с учетом данных о надежности устройств телеметрического контроля.

Проверка эффективности электрохимической защиты газопровода должна проводиться путем измерения поляризационного потенциала или разности потенциалов между трубой и землей не реже чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также после каждого изменения рабочих параметров электрозащитных установок или коррозионных условий.

Проверка эффективности электрохимической защиты проводится на защищаемом газопроводе в опорных точках (в точке подключения электрозащитной установки и на границах создаваемой ею защитной зоны).

Для подключения к газопроводу могут быть использованы специальные контрольно-измерительные пункты, вводы в здание и другие элементы газопровода, доступные для выполнения измерений.

Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.

Если при техническом осмотре установлено, что катодная установка не работает, а телеметрический контроль за ее работой не осуществлялся, следует принимать, что перерыв в ее работе составил 14 суток (от одного технического осмотра до другого).

Исправность электроизолирующих соединений должна проверяться не реже 1 раза в 12 месяцев.

Измерения потенциалов для определения опасного влияния блуждающих токов на участках газопровода, ранее не требовавших защиты, следует проводить не реже 1 раза в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий, с интервалом между точками измерения не более 200 м в поселениях и не более 500 м на межпоселковых газопроводах.

Приборное обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.

Сварные стыки труб и места повреждений защитного покрытия должны изолироваться теми же материалами, что и газопроводы, а также битумными мастиками с армирующими слоями, термоусаживающимися на основе полиэтилена муфтами, комбинированными мастично-ленточными материалами и другими покрытиями, разрешенными к применению в установленном порядке.

Запрещается применять липкие ленты для изоляции стыков на газопроводах с битумными покрытиями.

При изоляции стыков труб с разными защитными покрытиями следует применять рулонные материалы, сочетающиеся с покрытием линейной части газопроводов в соответствии с нормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

Владельцем газопровода должны устанавливаться причины возникновения коррозионно опасных зон.

Каждый случай сквозного коррозионного повреждения газопроводов подлежит расследованию, в установленном порядке, комиссией, в состав которой должен входить представитель специализированной организации по защите газопроводов от коррозии. О дате и месте работы комиссии собственник газопровода обязан заблаговременно известить территориальный орган Ростехнадзора России.

К текущему ремонту установок электрозащиты от коррозии относятся работы:

- замена установок электрозащиты без изменения установленной мощности;

- ремонт и замена контуров анодного заземления без изменения места их расположения, материалов и конструкций;

- ремонт и замена питающих линий (кабелей), дренажных кабелей, контуров защитного заземления без изменения проектного решения;

- ремонту и замене отдельных частей и блоков установок электрозащиты;

- замене протекторов.

Работы по текущему ремонту должны выполняться по плану или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей (газораспределительной) организации.

Подготовка парового котла к пуску

При подготовке парового котла к пуску машинист (оператор) обязан проверить:

- исправность котла и вспомогательного оборудования;

- отсутствие внутри котла, в топке и газоходах людей и посторонних предметов;

- состояние топки и газоходов – все лазы и лючки должны быть закрыты;

- исправность контрольно-измерительных приборов, арматуры, предохранительных клапанов, водоуказательных приборов;

- исправность гарнитуры: топочные дверцы должны быть плотно закрыты и заперты на щеколды, шиберы в газоходах и воздуховодах должны легко поворачиваться и плотно закрываться;

- наличие воды в питательном баке и деаэраторе;

- исправность питательных насосов кратковременным включением их в работу;

- отсутствие заглушек на трубопроводах пара, воды, газа, жидкого топлива, на продувочных и спускных линиях.

После осмотра и проверки исправности оборудования котельной приступают к заполнению котла водой. Заполнение холодного котла производится через экономайзер подогретой деаэрированной водой до низшего уровня воды в барабане. Во избежание значительных термических напряжений в элементах котла (барабанах, коллекторах, трубах) разность температур воды и металла должна быть не более 40…50 ^ОС.

Если котёл был полностью заполнен водой, перед растопкой спускают воду до низшего уровня. В период заполнения котла водой одновременно производится проверка на плотность лазов в барабанах, лючков в коллекторах, фланцевых соединений, а также продувочной и спускной арматуры. Неплотность арматуры обнаруживается по нагреванию труб после вентилей и задвижек, если котёл заполняется горячей водой.

При выявлении течи в лазах, лючках, фланцах и сальниках арматуры их требуется подтянуть; если течь продолжается, прекращают подачу воды в котёл, спускают её до необходимого уровня и производят замену прокладок.

После заполнения котла водой необходимо убедиться, что уровень воды в водоуказательных приборах держится устойчиво. Если уровень воды падает, необходимо найти место утечки и устранить её.

Перед растопкой необходимо:

- закрыть главную парозапорную задвижку;

- открыть воздушный вентиль (или предохранительный клапан) для выпуска воздуха;

- закрыть продувочные и спускные вентили на самом котле и на экономайзере;

- включить указатели уровня воды прямого действия и сниженные;

- включить манометры для измерения давления пара и воды на барабане и   питательных линиях;

- открыть вентили на питательных линиях котла;

- если экономайзер имеет обводной газоход, необходимо переключить шибер и направить дымовые газы на время растопки по обводному газоходу.

При наличии обводного газохода экономайзер на время растопки не отключается от водяного тракта. При отсутствии обводного газохода дымовые газы, проходя через экономайзер, могут вызвать закипание воды в нём. Для предупреждения вскипания воды необходимо обеспечить непрерывный пропуск воды через экономайзер по сгонной линии в деаэратор. Перевод дымовых газов с обводного газохода на газоход экономайзера производится только после завершения растопки котла при установившемся регулярном питании котла водой, а это возможно только при выработке котлом пара.

Растопка парового котла

После проверки и подготовки котла и котельного оборудования приступают непосредственно к розжигу горелок, т.е. вентилируют топку и т.д. (смотри выше).

При достижении давления пара 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) закрывают воздушный вентиль на барабане, продувают указатели уровня воды и манометр, проверяют на ощупь герметичность продувочной и спускной арматуры.

При повышении давления до 0,3 МПа ещё раз проверяют исправность водоуказательных приборов, манометра, предохранительных клапанов, герметичность лазов и лючков. При необходимости их следует подтянуть. При давлении пара 0,3…05 МПа необходимо подпитать котел водой и произвести поочередно продувку нижних барабанов и коллекторов котла.

Подтягивание болтов лазов и лючков, фланцевых соединений разрешается при давлении не более 0,3 МПа с соблюдением предосторожностей в присутствии начальника смены с применением только стандартных ключей без применения удлиняющих рычагов.

При растопке котла необходимо проверять по реперам (линейка со стрелкой) нет ли защемлений, препятствующих свободному расширению элементов котла (барабанов, коллекторов).

Длительность растопки определяется инструкцией по эксплуатации котла и примерно составляет:

- жаротрубного котла 8…10 час.

- котла с дымогарными трубками 6…8 час.

- горизонтально-водотрубного котла 4…5 час.

- вертикально-водотрубного котла 2…4 час.

Например, растопка котла ДКВР с нормальной (тяжёлой) обмуровкой из холодного состояния составляет 3 часа, при этом прогрев котла до начала подъема давления ведется не менее 1,5 часа.

Для котлов ДЕ с облегченной обмуровкой время растопки может быть сокращено до 1…2 часов.

Остановка парового котла

Различают нормальную остановку котла (в горячий или холодный резерв) и аварийную. Нормальная остановка производится по графику и письменному распоряжению начальника котельной.

При нормальной остановке котла постепенно уменьшают подачу воздуха и газа в топку, выключают автоматику регулирования и переходят на ручное управление и регулирование. При остановке уровень воды в барабане поддерживают немного выше среднего. После полного прекращения горения топлива котел отключают от паропровода путем закрытия ГПЗ, после чего открывают воздушный вентиль для выпуска пара в атмосферу. В некоторых случаях пар при останове котла используется на собственные нужды котельной.

При наличии обводного газохода у экономайзера его отключают и газы направляют по обводному газоходу помимо экономайзера. В неотключаемых по газам экономайзерах включают сгонную линию воды из экономайзера в деаэратор.

Охлаждение котла должно осуществляться медленно за счет естественного остывания, при этом дверцы, лючки и лазы топки и котла не открывают в течение 4…6 часов после останова котла. При остановке необходимо произвести продувку котла, которая может повторяться несколько раз при необходимости более быстрого охлаждения. При продувке необходимо следить за уровнем воды в верхнем барабане, поддерживая его путем подпитки постоянно. Если котел остановлен для срочного ремонта, через 8…10 часов можно включить дымосос и вентилятор и открыть топочные дверцы.

Спуск воды из котла можно производить после остывания обмуровки, снижения давления пара до атмосферного и температуры котловой воды до 70…80°С. Обычно это происходит через 24…30 часов после остановки котла с тяжёлой обмуровкой. При остановке котла в горячий резерв его отключает от паропровода и поддерживают уровень воды на верхнем предельном значении. При этом давление пара в котле поддерживается на заданном уровне путем кратковременного включения в работу топки или при постоянной работе топки с минимальной нагрузкой.

Схема водогрейной котельной

                     Д

Подпиточная линия

КВ – котёл водогрейный;

РН – рециркуляционный насос;

СН – сетевой насос (циркуляционный);

ППН – подпиточный насос;

РК – регулирующий клапан;

Т – термопара (датчик температуры воды);

Д – диафрагма (датчик расхода воды);

ЗУ – запорное устройство (задвижка);

ОК – обратный клапан.

 

Водогрейный котел является генератором теплоты в системе теплоснабжения. Кроме котла в эту систему входят: трубопроводы тепловой сети (подающий и обратный), абонентские установки потребителей теплоты (системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения  и технологические аппараты).

Сетевой (циркуляционный) насос обеспечивает принудительную циркуляцию сетевой воды в системе теплоснабжения.

Подпиточный насос обеспечивает восполнение потерь воды в закрытых системах и дополнительно открытый водоразбор в открытых системах теплоснабжения.

В закрытых системах отсутствует водоразбор из тепловой сети – в абонентских установках вода у абонентов отдает только свою теплоту. Охлажденная вода вся (за исключением утечек) возвращается в котельную по обратной линии сети.

В открытых системах сетевая вода у абонентов частично или полностью используется на технологию и горячее водоснабжение (ГВС). Вода, прошедшая отопительные и вентиляционные установки, возвращается в котельную по обратной линии тепловой сети.

В централизованных системах теплоснабжения обычно используется перегретая вода (t₁>100^oC), что значительно уменьшает диаметр трубопроводов тепловых сетей, так как чем выше температура воды, тем больше запас тепловой энергии в единице объёма воды. Для транспортировки перегретой воды она должна иметь давление, исключающее её вскипание.

При качественном регулировании расход сетевой воды сохраняется постоянным, а температура воды в подающей линии сети изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха. Для каждого региона СНиП «Строительная климатология» устанавливает расчетные параметры наружного воздуха. Например, для города Костромы и области расчетная температура наружного воздуха для расчета отопления составляет -31°С.

На эти параметры рассчитывается работа всей системы теплоснабжения. При этом расчетные температуры воды в сети будут t₁=120…160°С,  t₂=70°С

В системах теплоснабжения, где используется перегретая вода, при остановке сетевого насоса давление воды в подающей линии падает, что может привести к вскипанию воды. Для предотвращения этого напор подпиточного насоса выбирается таким, чтобы вода не закипела при любом режиме работы системы, включая аварийный. Например при t₁=150°С напор подпиточного насоса (статический напор) должен быть не менее 50м.

В случае одновременной остановки сетевого и подпиточного насосов давление воды в подающий и обратной линиях сети будет определятся высотой наиболее высокого здания в микрорайоне, подключенного к данной котельной.

В водогрейной котельной насос рециркуляции РН перекачивает сетевую воду из подающей линии в обратную. В результате смешивания воды температура воды на входе в водогрейный котел повышается, что исключает конденсацию водяных паров, содержащихся в дымовых газах, на поверхности нагрева котла.

Для предупреждения конденсации водяных паров температура воды на входе в котел должна быть не ниже:

- 60°С при сжигании газа;

- 70°С при сжигании твердого топлива и малосернистого мазута;

- 110°С при сжигании высокосернистого мазута.

Для обеспечения заданной температуры воды в подающей линии сети в котельной должна быть перемычка, соединяющая обратную и подающую линии сети. На ней устанавливается регулирующий клапан, который поддерживает в подающей линии сети заданную температуру воды, определяемую температурным графиком.

При сжигании сернистых мазутов очень опасна местная коррозия труб под неудаляемыми золовыми и сажевыми отложениями. Наличие в золовых отложениях сернистых соединений вызывает местные язвы на трубах. Для защиты труб от местной коррозии необходимо систематически производить очистку поверхностей нагрева от золовых и сажевых отложений путем их обдувки сжатым воздухом, обмывки струей воды под давлением и дробеочистки.

Стояночная коррозия возникает в летний период времени в неработающих котлах. Она особенно проявляется в котлах, в которых сжигаются сернистые мазуты. Коррозия усиливается, если при останове котла поверхность нагрева была плохо очищена от сажи и золы.

Для предотвращения стояночной коррозии тщательно очищают поверхность нагрева при останове котла, после чего трубы обмывают щелочной водой, производят сушку труб, пропуская через котел горячую воду с температурой более 70°С. После остывания наружную поверхность труб котла покрывают минеральным маслом (отработанное машинное, турбинное или трансформаторное).