Объем работы

2.1 Подготовительные работы по испытанию котлоагрегата.

2.1.1 Сбор исходной информации предъявляемой «Заказчиком» согласно прилагаемому перечню (Приложение №1).

2.1.2 Составление рабочей программы и согласование её с руководством предприятия и котельной, в том числе и по конкретным местам установки приборов и подготовке мест для их установки.

2.1.3 Подбор технической документации по паровым и водогрейным котлоагрегатам (в т. ч. режимных карт наладочных организаций), оборудованию ХВО (включая режимные карты наладки водно-химического режима), СВПУ, ДУ, КИПиА. Перечень документации согласно СНиП 3.01.04.87 п.3.5 и п.4.17.

2.1.4 Ознакомление со штатными приборами щитов управления котельной: расположение, шкалы измерения величин и их размерность, исправность приборов и документация, даты их последней поверки и установленная погрешность измерений. Сверка исполнительной функциональной схемы КИПиА с фактическим состоянием и ее подписание «Заказчиком» и аудитором.

2.1.5 Определение мест установки переносных приборов, подготовка точек подключения первичных приборов, апробация переносных измерительных приборов на месте.

2.2 Определение перечня и последовательности технологических операций при проведении испытаний котлоагрегатов.

2.2.1 Для проведения контрольных балансовых испытаний принят:

  • паровой котлоагрегат типа ДЕ 25-14-225ГМ ст. № 5 на нагрузках от 50% до 100% номинальной паропроизводительности  (в соответствии с режимной картой № б/н разработанной наладочным подразделением ЗАО  «Лентеплоснаб»);
  • водогрейный котел типа ПТВМ 30М-4 ст. № 1 на нагрузках от 50% до 100% номинальной теплопроизводительности (в соответствии с режимной картой № б/н разработанной наладочным подразделением ЗАО  «Лентеплоснаб»);
  • водогрейный котел типа КВГМ-100-150 ст. № 7 на нагрузках от 50% до 100% номинальной теплопроизводительности (в соответствии с режимной картой № б/н разработанной наладочным подразделением ЗАО  «Лентеплоснаб»);

Все котлоагрегаты работают на природном газе. Резервное топливом котельной является  – мазут. Балансовые испытания котлоагрегатов производятся  при их работе на природном газе.

2.2.2 Для проведения испытаний разрабатываются формы бланков записи показаний приборов после каждой операции с привязкой к функциональной схеме КИПиА в режиме реального времени.

2.2.3 Испытания проводятся на режимах работы котельного агрегата, соответствующих режимам наладочных испытаний. Рабочие параметры работы устанавливаются по действующей режимной карте. Продолжительность опытов определяется установкой постоянных параметров (без переходных процессов) – для паровых котлов не менее 2-х часов между режимами.

2.2.4 В период проведения испытаний котлоагрегата на каждой нагрузке проводятся измерения потребления электрической энергии дутьевыми вентиляторами, дымососами, насосами (питательным, подпиточным, сетевым, насосом-усилителем холодной воды) и другими электропотребителями, а также определяются характеристики (расход, давление и температура) основных потоков рабочих сред (воды, пара, топлива, воздуха) синхронно в режиме реального времени и заполняются прилагаемые таблицы замеров данных параметров.

2.2.5 Одновременно с испытаниями котлоагрегатов производится определение параметров (расход, давление и температура рабочих сред) работы СВПУ, ДУ и оборудования водоподготовки с записью в единую форму снятия показателей приборов КИПиА.

2.2.6 На основании полученных данных испытаний в соответствии с согласованной ГОСЭНЕРГОНАДЗОРОМ методикой РД 153-34.1-09.163-00 и конкретной тепловой схемой котельной определяются тепловые потоки, которые в сумме характеризуют отпущенную тепловую энергию (ΣQотп):

  • тепловая энергия пара на сетевой и питательный деаэраторы;
  • тепловая энергия пара на подогрев исходной воды;
  • тепловая энергия в виде горячей воды в сети системы теплоснабжения и собственные нужды котельной.

2.2.7 Определяются составляющие затрат тепловой энергии на собственные нужды (в соответствии с РД 34.08.552-95) котельной и потерь в виде пара и горячей воды на:

  • оборудование ХВО;
  • отопление котельной;
  • выпар из деаэраторов;
  • пуски котла и подрыв предохранительных клапанов при приеме-сдаче смены операторами.

2.2.8 Определяются потери тепловой энергии при сбросе загрязненных сточных вод от:

  • системы периодической продувки котла;
  • сточных вод ХВО;
  • охлаждающей воды.

2.2.9 Производятся измерения прибором ИПП-2М теплового потока в Вт/м2 тепловых потерь в окружающую среду или контактным термометром ТК-5, температуры на поверхности изоляции для дальнейшего расчета количества тепла, которое теряется через тепловую изоляцию от:

  • паро- и водопроводов в границах балансовой и эксплуатационной принадлежности котельной
  • неизолированной арматуры в пределах котельного зала и в границах балансовой и эксплуатационной принадлежности котельной;
  • питательного и сетевого деаэраторов;
  • водоподогревателей;

Обработка опытных данных производится согласно рекомендаций, изложенных в «Методических указаниях по испытанию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов ТЭС» (МУ 34-70-184-87).

2.2.10 Расход пара на ПГУ определяется из часового материального и теплового баланса котельной. Производятся измерения выработки и качества электроэнергии на ПГУ  с помощью анализатора электроэнергии AR.5, расходы тепловой энергии с охлаждением  масла (с использованием ультразвукового расходомера-теплосчетчика).

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector