Автор: Щелоков Я.М. Ладыгичев М.Г. Дужих Ф.П. Осоловский В.П.
Теги: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы отдельные виды строительства строительство строительные конструкции строительное проектирование трубы
ISBN: 5-98457-057-2
Год: 2007
Текст
WL Ф* П.
3. П. ОсоловсдаЯ,;Л E Ладыт-.ез
СООРУЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
КНИГА 3
СПРАВОЧНС5 ИЗДАНИЕ
Я. М. Щелоков, Ф. П. Дужих,
В. П. Осоловский, М. Г. Ладыгичев
СООРУЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ДЫМОВЫХ ТРУБ
Справочное издание в 3-х книгах
КНИГА 3.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ
Под общей редакцией
Ф. П. Дужих, В. П. Осоловского
“Теплотехник”
Москва, 2007
УДК 621.181.7
ББК 38.728
Щ46
Щелоков Я. М., Дужих Ф. П., Осоловский В. IL, Ладыгичев М. Г.
Щ46 Сооружение промышленных дымовых труб: Справочное издание: В 3-х книгах.
Книга 3. Эксплуатация и ремонт / Под общ. редакцией Ф.П. Дужих, В.П.
Осоловского. — М.: Теплотехник, 2007. — 464 с.
Справочник содержит сведения об их основных типах, конструктивных эле-
ментах, материалах и технологиях сооружения. В нем приведены указания о
наиболее рациональных методах возведения, ремонтов и демонтажа кирпич-
ных, железобетонных и металлических дымовых труб, рассмотрены наиболее
характерные для них дефекты и повреждения, освещены вопросы их обследо-
вания и экспертизы промышленной безопасности, а также приведены сведения
об организациях России, наиболее компетентных в этой сфере деятельности.
Ил. 121. Табл. 95. Библиогр. список: 146 назв.
Работа представлена в авторской редакции.
ISBN 5-98457-057-2
© Щелоков Я.М. и др., 2007 г.
© “Теплотехник”, 2007 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................7
Глава 1. Нормативная документация по эксплуатации дымовых труб
и газоходов...........................................................10
1.1. Основные термины и определения....................................10
1.2. Основные положения по организации технического обслуживания и ремонта 12
1.3. Техническое обслуживание и ремонт зданий и сооружений............15
1.4. Особенности технического обслуживания в современных условиях.....25
1.5. Список литературы к главе 1.......................................30
Глава 2. Особенности эксплуатации дымовых (газоотводящих) труб.........32
2.1. Общие положения..................................................32
2.2. Ввод газоотводящих труб в эксплуатацию............................33
2.3. Эксплуатация газоотводящих труб с прижимной футеровкой...........35
2.4. Эксплуатация газоотводящих труб с противодавлением...............41
2.5. Эксплуатация кирпичных труб......................................46
2.6. Эксплуатация металлических труб..................................55
2.7. Список литературы к главе 2......................................58
Глава 3. Проблемы надежности дымовых труб.............................59
3.1. Существующее положение на примере электроэнергетики..............59
3.2. Повышение газоплотности и коррозионной стойкости газоотводящих труб
методом управляемых золовых отложений.................................66
3.3. Оценка надежности газоотводящих труб с проходным зазором.........84
3.4. Оценка усталостной долговечности стальных свободностоящих
дымовых труб с интерцепторами.........................................96
3.5. Нормирование предельных значений основных дефектов
и повреждений для различных категорий технического состояния
промышленных дымовых труб............................................109
3.6. Конструктивные решения футеровок бетонных дымовых труб..........112
3.7. Список литературы к главе 3.......................................116
Глава 4. Эксплуатационный контроль за состоянием дымовых
(газоотводящих) труб...............................................118
4.1. Наблюдение за состоянием газоотводящей трубы....................118
4.2. Тепловой и аэродинамический контроль на газоотводящих трубах....124
4.3. Контроль состояния газоотводящей трубы с помощью
тепловизионной техники...............................................128
4.4. Обследование футеровки дымовой трубы без ее останова............141
4.5. Аппаратура и приборы для периодических измерений
на газоотводящих трубах..............................................146
3
4.6. Геодезические методы диагностики состояния наружной
поверхности дымовых труб............................................160
4.7. Список литературы к главе 4....................................171
Глава 5. Экспертиза промышленной безопасности газоотводящих
(дымовых) труб......................................................173
5.1. Общие положения................................................173
5.2. Практика экспертизы промышленной безопасности дымовых
и вентиляционных труб...............................................176
5.2.1. Практика экспертизы в электроэнергетике...................176
5.2.2. О проблемах экспертизы промышленной безопасности
на примере дымовых труб..........................................179
5.3. Список литературы к главе 5....................................189
Глава 6. Основные критерии определения безопасной эксплуатации
дымовых труб........................................................191
6.1. Сложившаяся ситуация...........................................191
6.2. Кирпичные трубы................................................192
6.3. Монолитные железобетонные трубы................................204
6.4. Металлические трубы............................................212
6.5. Список литературы к главе 6....................................220
Глава 7. Ремонтно-восстановительные работы на дымовых трубах........221
7.1. Общие положения................................................221
7.2. Кирпичные дымовые трубы........................................222
7.3. Железобетонные дымовые трубы...................................233
7.3.1. Наружные ремонтные работы.................................233
7.3.2. Варианты ремонта футеровки................................243
7.3.3. Ликвидация крена железобетонных труб......................251
7.4. Реконструкция железобетонных и кирпичных газоотводящих труб....257
7.4.1. Повышение надежности газоотводящих труб методом
восстановления тепловой изоляции.................................257
7.4.2. Установка внутренних газоотводящих стволов................263
7.4.3. Замена кирпичной футеровки монолитной.....................265
7.4.4. Установка диффузоров......................................266
7.4.5. Повышение газоплотности футеровки и антикоррозионная защита
внутренней поверхности газоотводящего ствола.....................267
7.4.6. Антикоррозионная защита наружной поверхности железобетонных
и кирпичных дымовых труб.........................................275
7.4.7. Технологические особенности ремонта дымовых труб..........280
7.5. Ремонт металлических дымовых труб..............................284
7.5.1. Основные виды ремонтных работ.............................284
7.5.2. Повышение ресурса металлических дымовых труб..............297
7.6. Список литературы к главе 7....................................303
4
Глава 8. Консервация газоотводящих (дымовых) труб...................305
Глава 9. Вентиляционные трубы атомных электростанций................309
9.1. Общие положения................................................309
9.2. Компоновочно-конструктивные решения по вентиляционным трубам АЭС ..311
9.3. Особенности рассеивания в атмосфере газоаэрозольных выбросов АЭС.315
9.4. Распространение выбросов из вентиляционных труб АЭС
в условиях промплощадки.............................................320
9.5. Список литературы к главе 9....................................327
Заключение..........................................................328
Приложения
Приложение 1. Перечень нормативных документов.......................329
Приложение 2. Нормы периодичности контроля технического
состояния дымовых труб и градирен...................................330
Приложение 3. Нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб
для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной
поверхности и оголовка трубы........................................331
Приложение 4. Номенклатура работ при капитальном ремонте труб,
газоходов и градирен, выполняемых специализированными ремонтными
предприятиями.......................................................332
При л о ж е н и е 6. Продолжительность капитальных и текущих ремонтов
дымовых труб, газоходов и градирен..................................335
Приложение 6. Периодичность капитальных ремонтов производственных
зданий и сооружений.................................................336
Приложение 7. Периодичность капитальных ремонтов конструктивных
элементов производственных зданий и сооружений энергопредприятий....337
Приложение 8. Акт предремонтного обследования объекта...............338
Приложение 9. Ведомость (опись) объема ремонтно-строительных работ.. 339
Приложение 10. Акт готовности здания, сооружения к производству
ремонтных работ.....................................................340
Приложение 11. Основные дефекты и повреждения промышленных труб
и их предельно допустимые значения..................................341
Приложение 12. Характеристика дефектов ствола железобетонной трубы . 350
Приложение 13. РД 03-610-03. Методические указания по обследованию
дымовых и вентиляционных промышленных труб..........................352
Приложение 14. РД 153-34.0-21.524—98. Типовая инструкция по
эксплуатации металлических дымовых труб энергопредприятий...........381
Приложение 15. СО 34.20.607-2005. Методические указания по
формированию смет и калькуляций на ремонт энергооборудования........403
Приложение 16. Базовые цены на работы по ремонту дымовых труб,
градирен и газоходов................................................430
5
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДРУГИХ КНИГ
КНИГА 1.
Промышленные дымовые трубы:
конструкции, расчеты, экспертиза
Предисловие
Глава 1. Дымовые трубы: общие сведения, конструктивные схемы
Глава 2. Выбор высоты дымовых труб
Глава 3. Конструирование кирпичных и армокирпичных дымовых труб
Глава 4. Конструирование железобетонных труб
Глава 5. Методы расчета температурных полей и массообмена в дымовых трубах
Глава 6. Особенности выбора числа и типа дымовых труб, проблемы унификации
Глава 7. Экспертиза промышленной безопасности
Приложения
Проблемы экспертизы и промышленной безопасности дымовых и вентиляционных
промышленных труб на современном этапе
Основные требования к техническим решениям по результатам экспертизы промыш-
ленной безопасности железобетонных и кирпичных дымовых труб
Внешние газоходы
Выписки из СНиП П-23-81 Стальные конструкции (издание 2002 г.)
Справочник базовых цен на проектные работы для строительства «Промышленные
печи, сушила, дымовые и вентиляционные трубы, конструкции тепловой изоляции
и антикоррозионной защиты» (выдержки)
Перечень нормативных документов
КНИГА 2.
Промышленные дымовые трубы: строительство
Предисловие
Глава 1. Особенности организации работ по возведению дымовых труб
Глава 2. Технология строительства кирпичных дымовых труб
Глава 3. Технология строительства монолитных железобетонных труб
Глава 4. Технология строительства сборных железобетонных труб
Глава 5. Технология строительства металлических дымовых труб
Глава 6. Реконструкция дымовых труб и газоходов
Глава 7. Ликвидация дымовых труб
Глава 8. Технико-экономические показатели при возведении дымовых труб
Приложения
Перечень нормативных документов по сооружениям производственного назначения
Внешние газоходы и их сопряжения с дымовыми трубами
Материалы для защиты дымовых труб (антикоррозионные, абразивостойкие и др.)
Рекомендации по сушке и разогреву дымовых труб и боровов
Базовые цены на работы по строительству и реконструкции дымовых труб
Заключение
6
ПРЕДИСЛОВИЕ
В настоящее время без дымовой (газоотводящей) трубы не обойтись практи-
чески ни в одной из сфер жизни и деятельности человека. А необходимость
создания такого устройства была вызвана появлением обогревательных средств,
в которых использовался открытый огонь (отопление по-черному). Исследо-
ватели древнего периода жизни людей считают, что именно камин был пер-
вым устройством для организации перехода на систему с отводом продуктов
сгорания от очага через дымовые каналы в атмосферу. Был исключительно
длительный период в истории человечества по освоению «дымоводов». Есть
свидетельства, что в Европе первые дымовые трубы появились только в VI
веке на севере Италии. Появились и первые специалисты по обслуживанию
дымоводов — трубочисты. Кстати, такие специалисты необходимы нередко
до сих пор. Целесообразность развития дымовых труб была вызвана и рядом
других причин — «опрокидывание тяги», защита от дождя, снега и т.п. По
мере развития технологических огнетехнических устройств появилась необ-
ходимость в развитии специального направления техники — промышленного
трубостроения. Активно этот вид техники развивается уже более чем 200 лет.
В СССР определяющим этапом в развитии промышленного трубостроения
следует считать период, начавшийся в 1928 г., когда была создана первая госу-
дарственная организация «Госпечьтрубстрой», в составе которой имелась про-
ектно-пусковая контора и ряд строительных управлений. Менее чем через год
произошла трансформация этой организации в государственный союзный трест
«Союзтеплострой», который в течение следующих 25 лет возглавлял и совер-
шенствовал промышленное трубостроение Советского Союза.
Среди инженеров треста, занимавшихся проблемой отечественного трубо-
строения в те далекие годы, следует назвать В.И. Алатырцева, А.В. Чернова,
Л.Д. Солоденникова, С.С. Серебренникова, В.И. Вельского, Б.В. Сергеева,
Волынцева, П.В. Борисова, Е.И. Бакина, Н.В. Жовнировского.
Первое учебное пособие «Кладка заводских дымовых труб», автором кото-
рого был В.И. Алатырцев, вышла в 1944 г., а первый справочник «Строителя
промышленных печей», в котором был обширный материал по сооружению
дымовых труб — в 1949 г. под редакцией А.В. Чернова.
В 1954 г. был организован Всесоюзный научно-исследовательский и проек-
тный институт «Теплопроект», возглавивший работу по проектированию ды-
мовых труб и разработку отраслевых нормативных документов по этому на-
правлению. Трубный отдел института возглавил инженер И.А. Шишков, а тру-
дились в нем квалифицированные, инициативные специалисты В.Г. Лебедев,
А.В. Зиновьев, Д.С. Беляев, Г.В. Крылова.
7
В этом же году был образован трест «Тепломонтаж», по профилю идентич-
ный тресту «Союзтеплострой», но со своими регионами деятельности. Работ-
ники треста «Тепломонтаж», среди которых следует упомянуть А.А. Карака-
шяна, А.И. Рассолова, В.А. Козлова, Н.П. Лебедева, Ю.М. Охаинина, В.П.
Ворслова, В.Ф. Фролова, В.Е. Валова, Н.А. Чекмарева, В.Ф. Лапушкова, О.П.
Галиулииу, которые были удостоены премии Совета Министров СССР за раз-
работку и внедрение сборных железобетонных дымовых труб.
На базе треста «Союзтеплострой» был также организован трест «Спецжеле-
зобетонстрой» с направлением по сооружению монолитных железобетонных
труб, который возглавил Л.В. Колосов. На счету этого треста сотни монолит-
ных железобетонных труб высотой до 370 м, и одна — даже 420 м — самая
высокая в мире.
В совершенствовании этого направления активно участвовали инженеры П.Ф.
Бархатов, Д.С. Рабунский, А.А. Андрачников, В.П. Меркулов, В.М. Фрумкин,
А.Н. Барышев.
Непрерывно развивается и совершенствуется современное промышленное
трубостроение. На основе новационных разработок сооружаются свободнос-
тоящие металлические дымовые трубы, монтируются металлические и пласт-
массовые стволы в монолитных железобетонных трубах и опорных специаль-
ных башнях, внедряются лакокрасочные адгезионные материалы нового по-
коления.
Благодаря усилиям многих специалистов, среди которых следует по праву
выделить А.С. Лукашевича, А.П. Денисенко, Ю.Ф. Синицына, В.П. Осоловс-
кого, В.Г. Сатьянова, Ф.П. Дужих, Ю.М. Молодчикова, П.М. Грицкова, В.А.
Сырых, Ю.В. Матвеева, А.В. Хавкина, В.И. Родионова, Г.В. Веревкина, Р.Н.
Олькова, В.С. Петросяна, И.Е. Гришина, Ю.М. Перелыптейна, Г.М. Марты-
ненко, А.М. Ельшина, Л.М. Турзянского, А.П. Шадрина отечественное трубо-
строение занимает одно из ведущих мест в мире.
Опыт ведущих российских строительных и ремонтных организаций обоб-
щен также в книгах по данному профилю, изданных в ближайшем прошлом.
В частности, «Газоотводящие трубы ТЭС и АЭС», авторы Волков Э.П., Гаври-
лов Е.И., Дужих Ф.П., «Дымовые трубы», авторы Елыпин А.М., Ижорин М.Н.,
Жолудов В.С, Овчаренко Е.Г., «Экспертиза промышленной безопасности про-
изводственных зданий и сооружений», авторы Сатьянов В.Г, Пилипенко П.Б.,
Французов В.А., Сатьянов С.В. и нормативных документах межотраслевого
применения по вопросам промышленной безопасности дымовых и вентиля-
ционных труб, подготовленные и выпущенные надзорными органами при де-
ятельном участии А.И. Перепелицына, Ю.В. Вербицкого, Б.А. Красных, Г.П.
Зуева, В.С. Котельникова, А.А. Шаталова, А.А. Ходько и др.*
* Дымовые трубы: Справочное издание / Под ред. М.Н. Ижорина. М.: Теплотехник, 2004.
8
Заметным событием для отечественного промышленного трубостроения был
выход в свет справочников, изданных в 2004 году издательством «Теплотех-
ник»: «Дымовые трубы» под ред. М.Н. Ижорина; «Промышленные дымовые
и вентиляционные трубы», авторы: Ф.П. Дужих, В.П. Осоловский, М.Г. Лады-
гичев.
В настоящее время трубостроение развивается бурными темпами. Вызвано
это быстрым развитием ряда видов экономической деятельности — металлур-
гия, производство стройматериалов, децентрализованная энергетика и др. В
связи с этим возникла необходимость обобщения накопленного опыта по трем
направлениям:
• конструкции дымовых труб, используемые материалы, методики расчетов
и др.;
• строительство, сооружение промышленных дымовых труб;
• их эксплуатация и ремонт.
Подготовка материалов в такой форме позволяет упростить поиск необходи-
мой информации на соответствующую тему, а также во многом отвечает тре-
бованиям, изложенным в системе технического регулирования, которая в на-
стоящее время реализуется в Российской Федерации в порядке подготовки к
вступлению в ВТО.
Разработка структуры содержания данного справочника и его составление
выполнены М.Г. Ладыгичевым и Я.М. Щелоковым.
Авторы понимают, что невозможно представить полную, исчерпывающую
информацию по такой масштабной теме, как промышленные дымовые трубы.
Поэтому, просим читателей все замечания, предложения направлять в адрес
издательства по e-mail: ladigichev@nccom.ru.
9
Глава 1.
НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
ДЫМОВЫХ ТРУБ И ГАЗОХОДОВ
1.1. Основные термины и определения
Настоящая книга данного справочного издания посвящена эксплуатации и
ремонту промышленных дымовых (газоотводящих) труб.
Как уже неоднократно отмечалось — дымовые трубы относятся к одному из
самых значимых видов промышленных сооружений и входят в состав обору-
дования практически любого технологического процесса. Именно с помощью
дымовых труб ежесуточно в атмосферу земли выбрасываются миллиарды кубо-
метров дымовых газов, самых различных химических продуктов, водяных па-
ров и т.д. Следует отметить, что в мировой практике наблюдаются случаи, когда
степень очистки дымовых газов настолько высока, что использование дымовых
труб не требуется. Но это пока исключение из правил. Вызвано это множеством
причин. Но определяющая из них сложилась в мировой практике из весьма спор-
ной предпосылки, что быстрое развитие техники, постоянный рост производ-
ства ведут к увеличению размеров дымовых и вентиляционных труб [1.1]. При-
чина чаще всего в том, что экономически удобна подмена глубокой очистки выб-
расываемых газов и тому подобных продуктов — их рассеиванием в атмосфере
за счет наращивания высоты дымовых и вентиляционных труб. И уже на протя-
жении многих десятилетий увеличение высоты труб является одним из основ-
ных направлений снижения допустимых концентраций выбрасываемых вред-
ных веществ. В результате трубы по своей конструкции из достаточно освоен-
ных и предсказуемых консольных систем (высота до 200 м) превращаются из
«классических» сооружений в сложные пространственные системы.
Трубы высотой 200-500 м работают при сложном комплексе нагрузок и воз-
действий, сочетающих статические и динамические распределенные и локаль-
ные нагрузки, непостоянные температурные и атмосферные воздействия, воз-
действия солнечного нагревания и химически-агрессивных соединений. Вет-
ровые нагрузки на трубы в связи с их значительным диаметром превышают
аналогичные нагрузки на телевизионные башни [1.1].
В связи с этим на стадии проектирования, строительства, приемки в эксплу-
атацию не всегда удается учесть реальные факторы и условия работы на пос-
ледующих этапах жизненного цикла данных сооружений. Поэтому, не умаляя
значения этапов проектирования, строительства, следует подчеркнуть, что эк-
сплуатационный период жизненного цикла высотных сооружений вообще, а
уникальных (т.е. выше 100 м [1.2]) — в особенности, является наиболее ответ-
ственным и сложным для данного типа технических объектов.
10
Причем для дымовых труб основная цель эксплуатационного периода — это
обеспечение их надежности — способности выполнять требуемые функции в
заданных режимах и условиях использования, технического обслуживания
[1.3]. Надежность является комплексным свойством, но применительно к ды-
мовым трубам ее можно свести к долговечности, т.е. свойству объекта сохра-
нять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при
установленной системе технического обслуживания и ремонта.
Приведем здесь определения основных терминов по техническому обслу-
живанию и ремонту, ГОСТ 18322-78 [1.4]:
Следует отметить, что техническое обслуживание включает в себя регламен-
тированные в соответствующей документации (например, [1.6]) операции для
поддержания работоспособности или исправности сооружения (изделия) в
течение срока его службы.
Техническое обслуживание (ТО) и ремонт являются обязательными видами
работ в эксплуатационном периоде жизненного цикла любого технического
объекта [1.5]. Дымовые трубы не исключение.
Необходимым условием для выполнения ТО и ремонта является наличие
Системы ТО и ремонта техники (СТОИРТ), включающей [1.5]:
• объекты ТО и ремонта;
• средства ТО и ремонта;
• исполнителей ТО и ремонта (организации, специалисты);
• документацию (конструкторская, в том числе эксплуатационная и ремонт-
ная, нормативная, организационная, технологическая и др.), устанавливающую
требования к составляющим СТОИРТ и связям между ними.
Таблица 1.1
Основные термины по ГОСТ 18322-78
1. Техническое обслуживание Ндп. * Профилактическое обслуживание. Технический уход Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании
2. Ремонт Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей
3. Система технического обслуживания и ремонта техники Совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества изделий, входящих в эту систему
4. Метод технического обслуживания (ремонта) Ндп. Способ обслуживания (ремонта) * Ндп — недопустимые к применению термины-син Совокупность технологических и организационных правил выполнения операций технического обслуживания (ремонта) ОНИМЫ.
11
Одним из условий успешного функционирования данной системы является
формирование правил организации технического обслуживания и ремонта
(ТОиР) объектов техники. Наш анализ показал, что достаточно подробно та-
кая система разработана в РАО «ЕЭС России» на уровне стандарта организа-
ции СО 34.09.181-2003 [1.6].
Правила разработаны на основе действующих «Правил технической эксп-
луатации электростанций и сетей РФ» (ПТЭ) [1.7] с учетом передового опыта
ремонта основных производственных фондов энергопредприятий, а также
происходящего углубления и расширения рыночных отношений в электроэнер-
гетике.
Перечень нормативных документов, общих и регламентирующих ТО и ре-
монт сооружений производственного назначения (в том числе и дымовых труб),
приведен в приложении 1. Из данных НД следует отметить инструкции по
эксплуатации железобетонных и кирпичных [1.8] и металлических [1.9] ды-
мовых труб. Данные инструкции предназначены для эксплуатационного пер-
сонала ТЭС, а так же организаций, осуществляющих обследования и ремонт
дымовых труб и газоходов.
Эти НД могут быть использованы при эксплуатации аналогичного оборудо-
вания на промышленных и коммунальных предприятиях. Но при этом следует
учесть, что для предприятий и организаций Российской Федерации, эксплуа-
тирующих, осуществляющих надзор и проводящих техническое обслужива-
ние, обследование и ремонт промышленных дымовых и вентиляционных труб
рекомендуется выполнение требований Правил [1.25].
1.2. Основные положения по организации технического
обслуживания и ремонта [1.6]
1.2.1. Организация технического обслуживания и ремонта технологическо-
го оборудования, зданий и сооружений возлагается на электростанции и дру-
гие энергопредприятия.
При этом энергопредприятия несут ответственность за:
• техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;
• планирование и подготовку ТОиР;
• обеспечение ТОиР финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами;
• выполнение необходимых объемов работ по ТОиР, обеспечивающих на-
дежность и эффективность эксплуатации;
• качество отремонтированного оборудования, зданий и сооружений, сроки
и качество выполненных работ по ТОиР.
1.2.2. Структура организации ТОиР энергопредприятия должна обеспечивать
системное и эффективное решение задач поддержания основных производ-
12
ственных фондов в исправном состоянии при оптимальных затратах на ТОиР,
что может наиболее эффективно достигнуто за счет:
- структурной реорганизации действующей системы управления ТОиР, ба-
зирующейся на разделении труда и технической ответственности соответству-
ющих специалистов и работников подразделений энергопредприятия за пла-
нирование, подготовку производства, финансовое и материально-техническое
обеспечение ТОиР и их исполнение;
- создания интегрированной автоматизированной системы управления ТОиР,
базирующейся на систематизированном подходе к выполнению работ по ТОиР
так, чтобы их выполнение могло быть прослежено и, следовательно, заранее
спланировано и всесторонне подготовлено;
- создания системы контроля ТОиР на стадиях подготовки, планирования,
обеспечения, исполнения, контроля и анализа полученных результатов.
1.2.3. Для реализации вышеизложенного энергопредприятия обеспечивают:
• систематизированный учет объектов ТОиР — энергоустановок и входящих
в них единиц оборудования, зданий, сооружений, сетей — и планомерный кон-
троль технического состояния этих объектов;
• использование для идентификации энергопредприятий, объектов ТОиР, ре-
монтных работ, поставщиков и подрядчиков ремонтных работ, других объек-
тов учета, относящихся к энергоремонтному производству, общероссийских и
отраслевых классификаторов, информационное сопровождение и обновление
которых производится из единого отраслевого информационного центра;
• использование для обмена классификационными, нормативными, плано-
выми и отчетными данными по ТОиР унифицированных макетов обмена дан-
ными, устанавливаемыми в автоматизированной системе «Энергоремонт»;
• своевременное и качественное перспективное, годовое и оперативное пла-
нирование и подготовку технического обслуживания, капитальных, средних и
текущих ремонтов оборудования, зданий и сооружений, формирование номен-
клатуры и объемов ремонтных работ;
• рациональное сочетание планово-предупредительных ремонтов и ремон-
тов по техническому состоянию (ремонт по техническому состоянию — это
ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с перио-
дичностью и в объеме, установленными в нормативно-технической докумен-
тации, а объем и момент начала ремонта определяются техническим состоя-
нием оборудования, зданий и сооружений);
• финансирование ТОиР, формирование договорных цен, разработку проек-
тно-сметной документации на ремонт;
• организацию и проведение конкурсных торгов на выполнение ремонтных
работ подрядными предприятиями и организациями, а также на поставку ма-
териально-технических ресурсов для ремонта;
13
• установление объективных функциональных связей между подразделени-
ями и специалистами, позволяющих всей системе управления энергопредпри-
ятия оперативно реагировать на производственные возмущения любого мас-
штаба и функционировать при этом в нормальном (обычном) ритме, как в пе-
риод подготовки, так и в процессе выполнения ремонтных работ;
• необходимые условия для выполнения работ по ТОиР при обязательной
тщательной организационно-технической подготовке и необходимом матери-
ально-техническом и трудовом обеспечении;
• координацию и управление производством ремонтных работ, приемку из
ремонта и оценку качества;
• создание базы данных о выполненных плановых и неплановых ремонтных
работах, использованных ресурсах с идентификацией во времени в течение
жизненного цикла объекта, сопоставление результатов ремонтных воздействий
с понесенными затратами;
• учет и анализ повреждаемости оборудования, эффективности управления
энергоремонтом и разработку на этой основе мероприятий по повышению
надежности и эффективности эксплуатации оборудования;
• осуществление непрерывности процесса планирования, организационно-
технической подготовки и выполнения ремонтных работ;
• организацию работы специалистов в условиях функционирования автома-
тизированной системы управления производственно-хозяйственной деятель-
ностью энергопредприятия по ремонту основных производственных фондов с
использованием локальной сети персональных ЭВМ с организацией автома-
тизированных мест пользователей и с использованием корпоративной вычис-
лительной сети;
• создание и использование в ремонтной деятельности минимально необхо-
димого и достаточного документооборота, обязательного для применения, как
собственным ремонтным персоналом энергопредприятия, так и привлекаемыми
к выполнению ремонтных работ подрядными ремонтными предприятиями и
организациями;
• все производственные процессы ТОиР необходимыми и обоснованными
нормативами и нормами и управление ими;
• создание методической расчетной базы для осуществления рационального и
экономного использования трудовых, материальных и финансовых ресурсов;
• высокое качество выполняемых ремонтных работ;
• анализ и сопоставление полученных результатов ТОиР с понесенными зат-
ратами и выработку организационно-технических мероприятий по повыше-
нию эффективности ТОиР и снижению издержек ремонтного производства.
1.2.4. Организационная структура управления электростанцией для выпол-
нения функций по ТОиР, установленных в 1.2.3, должна включать специально
сформированные подразделения:
14
- отдел планирования и подготовки ремонта, основные функции которого
см. [1.6, Приложение 2];
- ремонтные бригады и участки, как правило, в эксплуатационных цехах —
владельцах оборудования;
-выполнение функций по ТОиР, установленных в 1.2.3 применительно к
объектам электрических сетей, осуществляется производственными служба-
ми и отделами, предусмотренными действующими организационными струк-
турами предприятий электрических сетей.
На крупных электростанциях с ежегодным объемом ремонтных работ
100 млн. рублей и более (в ценах по состоянию на 01.01.03 г.) целесообразно
выделение из отдела планирования и подготовки ремонта функций координа-
ции ремонтов, контроля качества и конструкторско-технологического обеспе-
чения в самостоятельные подразделения:
• отдел координации и управления производством ТОиР;
• отдел (группа) контроля качества ремонтных работ и отремонтированного
оборудования;
• отдел (группа) конструкторско-технологического обеспечения ТОиР.
1.2.5. Организация и проведение ТОиР сооружений и оборудования элект-
ростанций производится в соответствии с пожеланиями и требованиями нор-
мативно-технической, технологической и организационно-распорядительной
документации. Нормативно-техническая и технологическая документация на
ТОиР оборудования, сооружений и др. должна соответствовать требованиям
национальных стандартов, нормативных документов Ростехнадзора, стандар-
тов организаций и т.д.
К технологической документации относятся документы по СО 34-38-445-
87 (см. приложение 1), разработанные в соответствии со стандартами ЕСТД,
СО (РД) и другой НТД [1.20].
1.2.6. Для подготовки и производства ремонта, модернизации или техничес-
кого перевооружения оборудования энергетических установок, сооружений
разрабатывается проект производства работ (ППР), состоящий из комплекта,
технических и организационно-распорядительных документов. Факторы, оп-
ределяющие необходимость разработки ППР, состав документов и правила
оформления — по СО 34.20.608-2003 [1.19].
1.3. Техническое обслуживание и ремонт зданий и сооружений
Общие положения.
1.3.1. ТОиР зданий и сооружений предусматривает выполнение комплекса
работ, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью,
направленных на обеспечение исправного состояния зданий и сооружений,
надежной и экономичной их эксплуатации.
15
Комплекс проводимых работ включает:
• техническое обслуживание зданий и сооружений;
• установление оптимальной периодичности проведения ремонтов;
• организационно-техническую подготовку ремонтов;
• обеспечение ремонтных работ материально-техническими ресурсами;
• применение прогрессивных форм организации и управления ремонтом;
• применение передовых методов ремонта, комплексной и передовой техно-
логии;
• специализацию ремонтных работ;
• контроль качества выполняемых работ; анализ технического состояния зда-
ний и сооружений до и после ремонта;
• анализ технико-экономических показателей и разработка мероприятий по
улучшению этих показателей.
1.3.2. Организация ТОиР зданий и сооружений энергопредприятия, контроль
за использованием ремонтного фонда, решение организационно-технических
вопросов возлагается на энергопредприятие.
Техническое обслуживание.
1.3.3. Техническое обслуживание зданий и сооружений предусматривает
выполнение комплекса мероприятий по инженерному надзору и контролю за
исправным состоянием зданий и сооружений, их инженерных систем и пром-
площадки, своевременному устранению отдельных дефектов и выполнению
мелких разовых ремонтных работ, в том числе:
- контроль за соблюдением требований ПТЭ, направленных на сохранение
строительных конструкций [1.7];
- обеспечение осмотров и обследований производственных зданий и соору-
жений по утвержденным графикам с привлечением в необходимых случаях
специализированных организаций, см. также Приложения 2, 3;
- наблюдение за осадками зданий и сооружений;
- контроль за соблюдением режима эксплуатации, предусмотренного про-
ектом (вибрационные нагрузки, вентиляции, температурно-влажностный ре-
жим и т.д.), контроль за предотвращением перегрузок на кровли, перекрытия;
- наблюдение за развитием деформаций, выявление дефектов строительных
конструкций;
- наблюдение за режимом подземных вод, предотвращение обводнения ос-
нований и фундаментов технологическими водами из водонесущих коммуни-
каций промплощадки энергопредприятия;
- поддержание в исправном состоянии устройств для отвода атмосферных
вод;
- очистка и промывка конструкций от загрязнения, санитарное содержание
зданий и сооружений;
16
- контроль за состоянием антикоррозионного покрытия металлических и же-
лезобетонных конструкций;
- выполнение работ по устранению отдельных деформаций, мелкие разо-
вые работы по устранению дефектов;
- выполнение мероприятий по подготовке к зиме, паводку, противообледе-
нению, противопожарных, по охране окружающей среды.
1.3.4. Техническое обслуживание зданий и сооружений осуществляется энер-
гопредприятием в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации
производственных зданий и сооружений энергопредприятий: часть II, раздел
I. Техническое обслуживание зданий и сооружений» СО 34.0-21.601-98 (РД
153-34.0-21.601-98) и другими нормативными документами по эксплуатации
и техническому обслуживанию зданий и сооружений.
1.3.5. На каждом энергопредприятии:
• устанавливается состав работ по техническому обслуживанию и периодич-
ность их выполнения по каждому зданию и сооружению в соответствии с 1.3.4
и с учетом местных условий;
• назначаются ответственные исполнители по техническому обслуживанию
по каждому зданию и сооружению, вводится система контроля со стороны
ответственных исполнителей за устранением дефектов на закрепленных за
ними зданиях и сооружениях.
1.3.6. Для учета работ по техническому обслуживанию и ремонту ведется
технический журнал на каждое здание и сооружение, в который заносятся за-
писи обо всех выполненных работах и исполнителях. Технический журнал
является основным документом, характеризующим состояние эксплуатируе-
мых объектов. Сведения, помещенные в журнале, должны отражать техничес-
кое состояние зданий и сооружения на данный период времени, а также о на-
чале его эксплуатации, служить исходными данными при составлении ведо-
мостей (описей) объемов работ.
Формы технических журналов приведены в «Типовой инструкции по эксп-
луатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий. Часть
1. Организация эксплуатации зданий и сооружений» СО 153-34.21.521 -91 (РД-
34.21.521-91).
1.3.7. Своевременность проведения и выполненный объем работ по техни-
ческому обслуживанию, а также ведение технических журналов постоянно
контролируются службой, группой или смотрителем зданий и сооружений
энергопредприятия.
Ремонт зданий и сооружений.
1.3.8. Система ремонта представляет собой совокупность организационных
и технических мероприятий по установлению технического состояния зданий
и сооружений, проведению ремонтов конструктивных элементов и инженер-
17
ного оборудования зданий и сооружений в определенные сроки с целью обес-
печения исправности и эксплуатационной надежности, предупреждения их
преждевременного износа.
1.3.9. Ремонт зданий и сооружений подразделяется на текущий и капиталь-
ный, см. также [1.4].
Текущий ремонт является основой нормальной эксплуатации, проведение
его обеспечивает установленную долговечность конструктивных элементов,
защиту их от преждевременного износа, сокращает в будущем расходы на ка-
питальный ремонт зданий и сооружений.
К капитальному ремонту зданий и сооружений относятся работы по смене
изношенных конструкций и деталей зданий и сооружений или замена их на
более прочные и экономичные, за исключением полной смены или замены
основных конструкций, срок службы которых в зданиях и сооружениях явля-
ется наибольшим.
1.3.10. Для ремонта зданий и сооружений могут привлекаться ремонтно-стро-
ительные подразделения и цеха энергопредприятий, специализированные ре-
монтные предприятия, строительно-монтажные организации.
Специализация работ при ремонте зданий и сооружений
1.3.11. Специализация ТОиР зданий и сооружений обеспечивается:
- ремонтно-строительными цехами (участками, подразделениями) энерго-
предприятий;
- специализированными ремонтными предприятиями по ремонту зданий и
сооружений.
1.3.12. Ремонтно-строительные цеха (участки, подразделения) энергопредп-
риятий осуществляют техническое обслуживание зданий и сооружений.
1.3.13. Специализированные ремонтные предприятия выполняют капиталь-
ные и текущие ремонты всех видов зданий и сооружений энергопредприятий.
Следует отметить, что, согласно [1.25], капитальные ремонты промышленных
дымовых труб должны выполняться только специализированными организа-
циями.
Выбор подрядной организации для выполнения ремонта определяется на
конкурсной основе.
Номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб и градирен
приведена в приложении 4.
Особенности ремонта сооружений производственного назначения. Пла-
нирование ремонтов
1.3.14. Годовое планирование ремонта зданий и сооружений (дымовых труб,
газоходов, градирен, золошлакоотвалов, гидротехнических и других сооруже-
ний и зданий энергопредприятий) производится в соответствии с перспектив-
18
ным планом, с учетом технического состояния объектов. При этом в годовой
план могут быть внесены обоснованные изменения против перспективного
плана.
Контроль технического состояния объектов выполняется с периодичностью
и в объеме, установленными нормативно-технической документацией.
Объем и стоимость работ в годовом плане определяются:
- по капитальному ремонту зданий и сооружений — на основании проект-
но-сметной документации на ремонт;
- по текущему ремонту — на основании расценочных описей, составлен-
ных при проведении осмотров зданий и сооружений, записей технического
журнала по эксплуатации зданий и сооружений.
1.3.15. При разработке перспективного и годового плана ремонта зданий и
сооружений следует руководствоваться:
• периодичностью капитальных ремонтов производственных зданий и со-
оружений согласно приложению 6;
• периодичностью капитальных ремонтов конструктивных элементов про-
изводственных зданий и сооружений энергопредприятий согласно приложе-
нию 7;
• нормами периодичности контроля технического состояния дымовых труб
и градирен согласно приложению 2;
• нормами простоя дымовых труб для обследования внутренней поверхнос-
ти футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовка трубы со-
гласно приложению 3;
• продолжительностью капитальных и текущих ремонтов дымовых труб, га-
зоходов и градирен согласно приложению 5;
• необходимостью совмещения капитального ремонта газоходов с капиталь-
ным ремонтом котла, проверки технического состояния газоходов с текущим
и средним ремонтом котла.
Основанием, подтверждающим необходимость проведения ремонта раньше
нормативного срока (сокращение межремонтного периода) являются акты об-
следования, технические заключения.
1.3.16. Номенклатура ремонтных работ и продолжительность ремонта уточ-
няются в каждом конкретном случае по техническому состоянию объекта. При
этом:
- время проведения ремонта следует максимально совмещать с капиталь-
ным ремонтом соответствующего оборудования электростанций;
- ремонт объектов с большим объемом работ целесообразно планировать в
несколько этапов с целью максимального сокращения времени вывода объек-
тов из работы;
- все подготовительные работы выполнять до вывода объекта в ремонт;
19
- проект производства работ и график ремонта утверждаются Заказчиком.
1.3.17. При необходимости вывода дымовых труб, газоходов и градирен в
ремонт на длительный срок, связанный с ограничением мощности электро-
станции, разрабатываются технические решения по переключению основного
оборудования на другие сооружения или по установке на период ремонта вре-
менных сооружений, сокращающих или полностью устраняющих ограниче-
ние мощности.
1.3.18. Текущий ремонт производится в течение всего года по плану, состав-
ленному энергопредприятием.
1.3.19. При разработке годового плана ремонта энергопредприятием предус-
матривается в годовом ремонтном фонде резерв средств для проведения не-
планового ремонта.
1.3.20. Разработка, согласование и утверждение перспективных и годовых
планов производятся в сроки, установленные генерирующей или управляю-
щей компанией.
Подготовка к ремонту
1.3.21. Подготовка к ремонту зданий и сооружений включает в себя разра-
ботку и выполнение организационно-технических мероприятий, обеспечива-
ющих выполнение ремонтных работ в установленные сроки с высоким каче-
ством.
Разработка мероприятий, сроки их выполнения предусматриваются в годо-
вых планах подготовки к ремонту энергопредприятия (Заказчика) и ремонтно-
го предприятия (Подрядчика).
1.3.22. Энергопредприятия разрабатывают годовой план подготовки к ремон-
ту после согласования и утверждения годового плана ремонта, но не позднее
чем за два месяца до начала ремонта.
1.3.23. Если в объем ремонта зданий и сооружений включаются сложные и
трудоемкие работы по ремонту дымовых труб и градирен, то подготовка к ка-
питальному ремонту может быть начата в году, предшествующему планируе-
мому.
1.3.24. Для проведения ремонтных работ по восстановлению и усилению
основных несущих конструкций дымовых труб, газоходов, градирен, модер-
низации сооружений, ремонту зданий и сооружений с заменой отдельных эле-
ментов на новые, отличающиеся по конструкции или материалам, и др., тре-
бующих специальных проектных решений, энергопредприятие заказывает
разработку проектно-сметной документации проектной организации с соот-
ветствующей технической экспертизой этой документации в установленном
порядке, а для дымовых труб с дополнительной экспертизой промышленной
безопасности согласно «Правил безопасности при эксплуатации дымовых и
вентиляционных промышленных дымовых труб» ПБ 03-445-02.
20
1.3.25. Сметная документация, ППР, ПОР, перечень основных материалов
на выполнение работы со стоимостью на момент торгов, нестандартных при-
способлений и оснастки, предоставляются специализированной организаци-
ей [1.19].
При проведении ремонта без усиления и замены конструкции, сметная доку-
ментация разрабатывается на основании ведомости дефектов и описей работ.
Ведомость дефектов или опись работ составляется энергопредприятием и
служит основанием для составления смет.
В ведомости дефектов или описи работ, составленной отдельно по каждому
зданию (с указанием этажа, пролета, цеха) указываются наименование и пред-
полагаемое количество материалов, пригодных к повторному применению,
процент их годности, прикладывается пояснительная записка.
1.3.26. Заказчик проводит предремонтное обследование здания или соору-
жения комиссией, состоящей из представителей энергопредприятия, ремонт-
ного предприятия и генерирующей или управляющей компании, с привлече-
нием при необходимости специализированной организации. По результатам
обследования составляется акт по форме приложения 8. На основании акта
обследования составляется ведомость объема ремонтно-строительных работ
по форме приложения 9, которая уточняется после начала ремонта.
При проведении предремонтных обследований следует руководствоваться
Положениями [1.6], а также [1.21-1.25].
Заказчик передает по акту готовности к ремонту здание или сооружение под-
рядчику. Форма акта приведена в приложении 10.
1.3.27. До начала ремонта ремонтное предприятие (Подрядчик):
1) направляет энергопредприятию проект договора; при заключении гене-
рального договора проект договора и график производства ремонтных работ
составляется с учетом выполнения работ субподрядными организациями;
2) при заключении договора стороны вправе в особых условиях к договору
предусматривать обязательства, вытекающие из конкретных условий ремонта
объектов;
3) после заключения договора приступает к подготовке к ремонтным рабо-
там.
Проведение ремонта
1.3.28. Для проведения ремонта энергопредприятие:
1) обеспечивает ремонтному предприятию готовность объектов к ремонту;
2) передает в сроки, согласованные с ремонтным предприятием, разреше-
ния соответствующих организаций на производство работ в зоне воздушных
линий электропередачи и связи, проезжей части городских дорог, эксплуати-
руемых участков железных и автомобильных дорог или в полосе отвода этих
дорог, на вскрытие дорожных покрытий в местах прохождения подземных ком-
21
муникаций (со схемами коммуникаций), на снос строений, мешающих ремон-
ту, закрытие уличных проездов, отвод участка для отсыпки строительного
мусора.
Необходимость в оформлении упомянутых разрешений устанавливается на
основании проектной документации и проектов производства работ;
3) выдает наряд-допуск на ремонт ремонтно-строительным подразделениям
электростанции, а привлекаемым подрядным организациям — акт-допуск;
4) обеспечивает допуск ремонтных рабочих в зону ремонта;
5) обеспечивает при необходимости временный перенос линий электропе-
редачи, связи, сетей водопровода, канализации, электроосвещения и др., пере-
садку зеленых насаждений, препятствующих проведению ремонтных работ,
отсоединение действующих инженерных сетей, согласно Правил техники бе-
зопасности, освобождение приобъектной территории от временных строений,
выдачу заключений о надежности находящихся в эксплуатации металлокон-
струкций, деталей, эстакад при производстве работ на высоте, выдачу данных
о степени вредности факторов на рабочих местах при производстве ремонт-
ных работ;
6) передает по договоренности сторон необходимые для выполнения ремон-
та материалы, оборудование и изделия ремонтному предприятию;
7) выполняет отключение работающего оборудования при производстве ка-
питального ремонта дымовых труб и градирен;
8) при ремонтных работах по наружной поверхности дымовых труб, несу-
щих на стволах подвески линий электропередачи, осуществляет снятие напря-
жения, если проектом производства работ не предусмотрена возможность вы-
полнения работ без снятия напряжения;
9) в случае невозможности изолировать зону производства ремонтных ра-
бот осуществляет мероприятия по ППБ и ПТБ в соответствии с проектом про-
изводства работ;
10) обеспечивает по договоренности сторон ремонтное предприятие грузо-
подъемными механизмами и автотранспортом, находящимися в эксплуатации
в энергопредприятии;
11) предоставляет ремонтным рабочим возможность пользоваться социаль-
но-коммунальными услугами наравне со своими рабочими (водо-, газо-, паро-,
электроснабжением, канализацией, столовой, библиотекой и пр.);
12) осуществляет в процессе ремонта технический надзор и контроль за со-
ответствием объема, стоимости выполненных работ проектно-сметной доку-
ментации, правилам производства работ, соответствием материалов, изделий,
конструкций государственным стандартам и техническим условиям без вме-
шательства в оперативно-хозяйственную деятельность ремонтного предприя-
тия. В случае выявления в процессе ремонта объемов, не учтенных в проект-
но-сметной документации, решает вопрос с ремонтным предприятием об уве-
22
личении (уменьшении) объемов работ, пересмотра проектно-сметной докумен-
тации за счет Заказчика;
13) производит приемку всех скрываемых последующими работами и кон-
струкциями ремонтных работ с составлением актов;
14) производит присоединение сетей после извещения о готовности сетей к
присоединению;
15) принимает законченные ремонтом объекты.
1.3.29. Ремонтное предприятие:
• приступает к производству ремонтных работ в сроки, указанные в догово-
ре при наличии утвержденной проектно-сметной документации, разрешений,
документов, указанных в 1.3.28.
• выполняет работы по ремонту зданий и сооружений в соответствии с ут-
вержденной проектно-сметной документацией, проектом производства работ;
разрешается применение типовых проектов производства работ, типовых тех-
нологических карт с привязкой к месту выполнения работ;
• обеспечивает с начала производства работ оформление наряд-допуска, сво-
евременную выдачу заданий производителям работ и бригадирам, контроль за
выполнением производителями ремонта требований проекта ремонта, проек-
та производства работ, строительных норм и правил, ПТЭ, ППБ, ПТБ, соблю-
дение технологической, производственной и трудовой дисциплины, техничес-
кий надзор за качеством применяемых материалов и выполняемых работ;
• обеспечивает своевременную сдачу по акту Заказчику скрываемых после-
дующими работами или конструкциями ремонтных работ, извещает Заказчи-
ка о готовности сетей к присоединению, сдачу отремонтированных объектов.
1.3.30. Энергопредприятие и ремонтное предприятие несут ответственность
за выполнение условий договора, соблюдение сроков подготовки, ведения и
окончания работ, оформление актов скрываемых работ, соответствие выпол-
ненных и оплаченных работ, своевременную сдачу отремонтированного объек-
та в эксплуатацию; учет трудовых и материальных ресурсов и выполнение
договорных обязательств, предусмотренных особыми условиями к договору.
Приемка зданий и сооружений в эксплуатацию
1.3.31. Подрядчик сдает, а Заказчик (энергопредприятие) принимает здание,
сооружение или помещение из ремонта в соответствии с утвержденной про-
ектно-сметной документацией, правилами производства работ в срок, уста-
новленный договором.
1.3.32. Приемка зданий и сооружений из капитального ремонта осуществля-
ется приемочной комиссией, назначаемой приказом по энергопредприятию при
участии ответственных представителей ремонтной организации и представи-
телей эксплуатационной службы энергопредприятия.
23
Приемка выполненных работ по текущему ремонту зданий и сооружений
осуществляется службой или смотрителем зданий и сооружений энергопред-
приятий в присутствии исполнителей ремонтных работ и представителя эксп-
луатационного подразделения, ответственного за данное подразделение.
1.3.33. Приемочная комиссия осуществляет контроль технической докумен-
тации, составленной перед ремонтом, в процессе ремонта и после ремонта,
отражающей техническое состояние отремонтированного объекта и качество
выполненных ремонтных работ.
Техническая документация, предъявляемая приемочной комиссии при сдаче
объекта из капитального ремонта, включает в себя проектно-сметную доку-
ментацию, исполнительные чертежи, журналы производства работ, акты скры-
тых работ. При сдаче объекта из текущего ремонта представляется документа-
ция в соответствии с приложениями 8, 9, 10, см. также [1.6].
1.3.34. При приемке в эксплуатацию отремонтированных объектов необхо-
димо руководствоваться СНиП 3.01.04—87.
Форма акта приемки из ремонта зданий и сооружений приведена в [1.6, При-
ложение 62].
1.3.35. Приемка в эксплуатацию объектов из капитального ремонта разре-
шается только после выполнения всех работ, предусмотренных проектом или
сметами на ремонт объекта в целом или его очередей.
1.3.36. Запрещается приемка в эксплуатацию зданий и сооружений из капи-
тального ремонта с недоделками. Для контроля качества выполняемых в про-
цессе ремонта трубы строительно-монтажных работ используют методы ви-
зуального и приборно-диагностического контроля либо их сочетание [1.25].
1.3.37. Оценка качества ремонтных работ производится энергопредприяти-
ем в процессе производства ремонтных работ и при приемке объекта из ре-
монта аналогично строительным работам в соответствии со СНиП и [1.25].
1.3.38. При оценке качества выполнения ремонтных работ и работ по модер-
низации дымовых труб, газоходов, градирен следует руководствоваться утвер-
жденной проектной документацией; СНиП по соответствующим видам работ,
«Инструкцией по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб
и газоходов энергопредприятий» СО 34.21.523-99 (РД153-34.1 -21.523-99) [1.8],
«Типовой инструкцией по приемке и эксплуатации башенных градирен» СО
34.22.402-94 (РД 34.22.402-94), а также [1.9]. Как правило, трубы в эксплуата-
цию принимаются в целом [1.25].
1.3.39. Техническая документация по выполненным работам и акты прием-
ки отремонтированных зданий и сооружений из капитального ремонта хра-
нятся на предприятии.
1.3.40. Сведения о выполненном капитальном ремонте заносятся в паспорт
производственного здания и сооружения.
24
Сведения о текущем ремонте вносятся в технический журнал эксплуатации
зданий, сооружений.
1.4. Особенности технического обслуживания
в современных условиях
Нормативная документация для оборудования и сооружений промышленно-
го назначения в течение длительного времени создавалась различными ведом-
ствами — Госгортехнадзор, Госстрой, Минэнерго и др. В результате действу-
ющие в настоящее время нормативные документы содержат ряд противоре-
чий, которые до сих пор остаются неотрегулированными. С середины 2003
года вступил в действие федеральный закон «О техническом регулировании»
[1.10]. Основу этой системы составляют принципиально новые и обязатель-
ные к исполнению нормативно-технические документы — технические регла-
менты. В них устанавливаются базисные требования к безопасности продук-
ции, процессам ее производства, эксплуатации и т.д. При этом технические
регламенты в виде общих и специальных принимаются на уровне федераль-
ных законов.
Среди общих технических регламентов предполагается разработать и при-
нять закон о безопасной эксплуатации зданий, строений и сооружений и безо-
пасном использовании прилегающих к ним территорий. Причем энергетика в
целом, и особенно электроэнергетика, являются тем видом экономической
деятельности, в котором намечается принять наибольшее количество техни-
ческих регламентов. К настоящему времени в электроэнергетике разработана
структура системы технического регулирования [1.11]. Из сформулированных
видов требований к объектам на различных стадиях жизненного цикла следу-
ет отметить организацию производственных процессов. В современных (ры-
ночных) условиях возрастает роль оптимизации резерва установленной мощ-
ности генерирующих мощностей [1.12]. В этом плане возрастают требования
к техническому обслуживанию дымовых труб, газоходов, т.к. любой вывод
этих сооружений в ремонт связан с ограничением мощности электростанций
(см. раздел 1.3, п. 1.3.17). Подобная ситуация наблюдается и на любых других
производственных объектах.
В связи с этим следует напомнить, что техническое обслуживание находя-
щегося в эксплуатации оборудования, сооружений состоит в выполнении ком-
плекса операций по поддержанию его работоспособного состояния, в том чис-
ле и в использовании тепловизионной техники [1.24]. Причем обязательным
условием для обслуживающего персонала при этом является обязательное
выполнение необходимых организационных, технических мероприятий, обес-
печение безопасности работ.
25
Основным документом по безопасности при эксплуатации дымовых и вен-
тиляционных труб являются Правила безопасности ПБ 03-445-02 [1.13], см.
также приложение 1. Из нормативных документов, определяющих безопас-
ную эксплуатацию этих сооружений и документов, ссылки на которые отсут-
ствуют в [1.6], следует отметить [1.14, 1.15, 1.25].
Сводом правил СП 13-101-99 [1.25] регламентируются условия нормальной
эксплуатации следующих наиболее распространенных типов промышленных
дымовых и вентиляционных труб:
а) кирпичная труба, футерованная полностью или частично;
б) монолитная железобетонная труба с кирпичной футеровкой и теплоизо-
ляцией;
в) монолитная железобетонная труба с кирпичной футеровкой без изоляции;
г) монолитная железобетонная труба с футеровкой из полимербетона;
д) монолитная железобетонная труба с кирпичной футеровкой, теплоизоля-
цией или без нее и воздушным вентилируемым зазором между стволом и фу-
теровкой;
е) монолитная железобетонная труба с газоотводящими стволами из стали
или других материалов и проходным вентилируемым зазором;
ж) сборные железобетонные трубы;
з) свободностоящие металлические трубы с футеровкой и без нее;
и) трубы с пластмассовыми или металлическими стволами в шахтах.
Повреждение и разрушение конструкций промышленных труб происходит
вследствие следующих основных причин [1.25]:
- в результате стихийного бедствия или технологической аварии (землетря-
сение, удар молнии, ураган, взрыв газовой смеси — «хлопок», возгорание зо-
ловых отложений и пр.);
- в результате длительного неблагоприятного воздействия технологической
и окружающей сред.
Таблица 1.2
Соответствие основных типов труб общим условиям технологического процесса
Условия службы Типы труб
а б в г э е ж 3 и
Положительное давление эвакуируемых газов _** — - - — +* - + +
Разрежение эвакуируемых газов + + + + + + + + +
Сильноагрессивная газовая среда — — — — — + — — +
Средне- и слабоагрессивная газовая среда Температура, °C: + + + + + + + + +
более 350 + + — + — — — —
120-350 + + + + + + + + +
Менее 100 — — — — + — + +
Периодическая нагрузка - — — — — + — +
Постоянная нагрузка *знак «+» — соответствие данным типам труб. **знак «-» — несоответствие данным типам труб. + + + + + + + + +
26
Причины последнего вида вызывают наибольшее число повреждений про-
мышленных труб.
Степень соответствия типов труб общим условиям технологического про-
цесса приведена в табл. 1.2.
Основным условием обеспечения нормальной эксплуатации труб является
соблюдение их проектного температурно-влажностного режима.
Особое внимание должно быть уделено обеспечению полного сгорания топ-
лива в теплотехнических агрегатах, исключающему горение газов в газоходах
и трубе, герметичности дымового тракта, в том числе предохранительных кла-
панов, шиберов и регулирующих заслонок, а также исключению возможности
поступления в трубу химически агрессивных газов с влажностью выше и тем-
пературой ниже проектных значений.
Одним из последних НТД, введенных Ростехнадзором, являются Методи-
ческие рекомендации о порядке проведения теплового контроля устройств и
сооружений [1.16], применяемых и эксплуатируемых на опасных производ-
ственных объектах. В этом НТД в перечне указанных объектов рассматрива-
ются и промышленные трубы [1.16, п.7.8].
РД-13-04—2006 определяет организацию и технологию теплового контроля
при изготовлении, строительстве, монтаже, ремонте, реконструкции, эксплуа-
тации, техническом диагностировании (освидетельствовании) технических
устройств и сооружений (в том числе архитектурных сооружений — зданий),
применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах, под-
контрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и
атомному надзору (Ростехнадзор).
Тепловой неразрушающий контроль (ТНК) — один из наиболее перспектив-
ных методов выявления дефектов и определения их параметров. Он широко
применяется для оценки качества контролируемых объектов и их соответствия
требованиям нормативно-технической документации. Однако до последнего
времени ощущался острый дефицит в области нормативного регулирования
применения ТНК, что порой негативно отражалось на качестве теплового кон-
троля.
Введением в действие Методических рекомендаций данный пробел в основ-
ном ликвидируется.
Методические рекомендации не только излагают общие принципы органи-
зации и технологии теплового контроля, но и содержат положения, необходи-
мые для обеспечения качества его проведения, а именно:
• порядок оформления технического задания на проведение ТНК, промежу-
точных результатов контроля (протокол измерений) и заключения по его ре-
зультатам (протокол теплового контроля);
• порядок аттестации и необходимый уровень технической и методической
оснащенности лабораторий теплового контроля;
27
• порядок аттестации и уровень квалификации специалистов, осуществляю-
щих тепловой контроль.
В зависимости от характера объекта и контролируемых дефектов при ТНК,
в основе которого лежит анализ температурных полей поверхности объекта и
ее дефектного участка, может применяться пассивный или активный способ с
последующим выполнением качественного и количественного анализа.
РД-13-04-2006 является базовым документом, в рамках которого должны быть
разработаны специальные методические документы (технологические карты или
инструкции) по тепловому контролю, регламентирующие технологию и пара-
метры контроля, необходимые расчеты, анализ температурных полей и форму
протокола с результатами проведенного контроля и рекомендациями для опре-
деленного вида или типа технических устройств или сооружений.
Такие методики должны разрабатываться организациями, имеющими спе-
циалистов не ниже второго уровня квалификации, аттестованные в установ-
ленном порядке на выполнение теплового контроля соответствующих техни-
ческих устройств и сооружений [1.17, 1.18].
При проведении работ по тепловому контролю специалисты должны руко-
водствоваться стандартами, СНиП, ПТЭ по безопасности труда в промышлен-
ности [1.16]. Кроме того, следует учитывать положения отраслевых правил
безопасности. Основные из них:
- При выполнении контроля на предприятиях металлургической промышленно-
сти следует руководствоваться требованиями Общих правил безопасности для ме-
таллургических и коксохимических предприятий и производств (ПБ 11-493-02).
- При выполнении контроля на предприятиях горнорудной промышленнос-
ти следует руководствоваться требованиями Правил безопасности при строи-
тельстве подземных сооружений (ПБ 03-428-02) и Единых правил безопасно-
сти при разработке месторождений полезных ископаемых открытым спосо-
бом (ПБ 03-498-02).
- При тепловом контроле промышленных труб следует руководствоваться
требованиями Правил безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляци-
онных промышленных труб (ПБ 03-445-02) [1.13] и Методических указаний
по обследованию дымовых и вентиляционных промышленных труб (РД 03-
610-03) [1.15].
Здесь не все однозначно. Например, авторы [1.26] считают, что в основу ПБ
03-445-02 и РД 03-610-03 [1.13, 1.15] заложен опыт эксплуатации и обследо-
вания крупных промышленных дымовых труб (монолитных железобетонных
труб высотой 100 м и выше), а полученные результаты и требования к эксплу-
атации в последующем распространены на все существующие типы труб. К
примеру, применение тепловизионного метода контроля имеет смысл только
на крупных дымовых железобетонных трубах высотой более 100 м при нали-
чии сложных систем защиты (три слоя и более) несущего ствола от перегрева
28
Таблица 1.3
Примерный перечень дополнительной аппаратуры, используемой
при тепловом контроле
№ п/п Наименование прибора Диапазон параметра Погрешность измерений Диапазон рабочих температур эксплуатации
1. Инфракрасный пирометр Диапазон измеряемых температур от -20°С до +200°С; показатель визирования не более 1:25 ±1,5°С От-20°С до +50°С
2. Термометр контактный цифровой От -20°С до +200°С ±0,5°С От-20°С до+50°С
3. Измеритель влажности 0,5-99,0 % ±2% От-20°С до+50°С
4. Регистратор температуры самопишущий От40°С до +150°С +0,5°С От-20°С до+50°С
5. Измеритель плотности тепловых потоков 1-2000 Вт/м2 ±10% От-20°С до+50°С
6. 7. Анемометр цифровой Фотоаппарат цифровой 0,4—30,0 м/с ±2% От 0°С до +50°С От-20°С до+50°С
и может служить лишь начальным этапом при проведении комплексного об-
следования дымовой трубы, не заменяя внутренний осмотр. Основанием для
применения тепловизора может стать нарушение проектного режима эксплуа-
тации с визуально выявляемыми повреждениями железобетонного ствола,
например, выход конденсата в швах бетонирования, разрушение защитного
слоя бетона и т.д.
На наш взгляд, с авторами [1.26] вряд ли можно согласиться. Тепловизор —
это прибор, преимущество которого именно в том и состоит, что с его помощью
можно надежно выявлять нарушения режимов эксплуатации на ранней стадии
и не доводить дело до «выхода конденсата в швах бетонирования» и т.д.
В качестве основных средств теплового контроля предусматриваются теп-
ловизоры, инфракрасные сканеры и другие приборы, зарегистрированные в
государственном реестре средств измерений или имеющие сертификат соот-
ветствия и допущенные к применению в Российской Федерации.
Примерный перечень дополнительной аппаратуры, используемой при теп-
ловом контроле, приведен в табл. 1.3.
Результаты контроля оценивают в соответствии с нормами, предусмотрен-
ными документацией на изготовление, строительство, ремонт, реконструкцию,
эксплуатацию, техническое диагностирование (освидетельствование) объек-
тов контроля.
Протоколы и заключения по результатам контроля хранятся не менее норма-
тивного срока эксплуатации технических устройств и сооружений при конт-
роле в процессе их изготовления (строительства), и не менее пяти лет в других
случаях.
29
1.5. Список литературы к главе 1
1.1. Коробов Л.А., Жарков А.Ф., Шерник А.О. Дымовые и вентиляционные трубы
высотой 200-500 метров как пространственные сооружения. — М.: Компания Спут-
ник, 2006. — 246 с.
1.2. Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс РФ»
1.3. ГОСТ 27002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определе-
ния. — М.: Издательство стандартов, 1990. — 37 с.
1.4. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Терми-
ны и определения. — М.: Издательство стандартов, 1980. — 13 с.
1.5. ГОСТ 15.601-98. Техническое обслуживание и ремонт техники. Основные поло-
жения. — М.: ИПК Издательство стандартов, 1999. — 9 с.
1.6. СО 34.04.181-2003. Правила организации технического обслуживания и ремонта
оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. — М.: РАО «ЕЭС Рос-
сии»; ЦКБ «Энергоремонт», 2004. — 446 с.
1.7. СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации электрических стан-
ций и сетей РФ (ПТЭ). М.: Минэнерго РФ, 2003. 141 с. (зарегистрированы Минюстом
РФ 20.06.2003 г. № 4799)
1.8. РД 153-34.1-21.523-99. Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпич-
ных дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях. — М.: СПО ОРГРЭС,
2000. — 70 с.
1.9. РД 153-34.0-21.524-98. Типовая инструкция по эксплуатации металлических ды-
мовых труб энергопредприятий. — М.: СПО ОРГРЭС, 1999. — 32 с.
1.10. Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»
1.11. Томчин ГА., Раманов А.А., Гаврилов Е.И. О системе технического регулирова-
ния в электроэнергетике // Энергонадзор и энергобезопасность. 2006. № 3. С. 64—71.
1.12. Щелоков Я.М. Техническое регулирование в электроэнергетике // Энергонадзор
и энергобезопасность, 2007. № 1. С. 81-82.
1.13. ПБ 03-445-02. Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляци-
онных промышленных труб
1.14. РД 03-484—02. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации
технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных
объектах (зарегистрировано Минюстом РФ 05.08.2002 г. № 3665)
1.15. РД 03-610-03. Методические указания по обследованию дымовых и вентиляци-
онных промышленных труб.
1.16. РД 13-04-2006. Методические рекомендации о порядке проведения теплового
контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на
опасных производственных объектах И Энергонадзор и энергобезопасность. 2007. № 1.
С. 92-103.
1.17. ПБ 03-372-00. Правила аттестации и основные требования к лабораториям не-
разрушающего контроля (зарегистрированы Минюстом РФ от 25.07.2000 г. № 2324)
1.18. ПБ 03-440-02. Правила аттестации персонала в области неразрушающего конт-
роля (зарегистрированы Минюстом РФ от 17.04.2002 г. № 3378)
1.19. СО 34.20.608-2003. Методические указания. Проект производства работ для ре-
монта энергетического оборудования электростанций. Требования к составу, содер-
30
жанию и оформлению. — М.: РАО «ЕЭС России»; ЦКБ «Энергоремонт», 2004. —
27 с.
1.20. СО 34.0-21.601-98. Типовая инструкция по эксплуатации производственных зда-
ний и сооружений энергопредприятий. Часть II. Раздел 2. Технология ремонтов зда-
ний и сооружений. — М.: СПО ОРГРЭС, 2000.
1.21. РД 153-34.1-21.326-2001. Методические указания по обследованию строитель-
ных конструкций производственных зданий и сооружений тепловых электростанций.
Часть 1. Железобетонные и бетонные конструкции. — М.: СПО ОРГРЭС, 2001. —
67 с.
1.22. Методические указания по организации и проведению наблюдений за осадками
фундаментов и деформациями зданий и сооружений строящихся и эксплуатируемых
тепловых электростанций. — М.: СПО ОРГРЭС, 1997.
1.23. РД 34.21.363-95. Методические указания по обследованию производственных
зданий и сооружений тепловых электростанций, подлежащих реконструкции. — М.:
СПО ОРГРЭС, 1998.
1.24. РД 153-34.0-20.364—00 Методика инфракрасной диагностики тепломеханичес-
кого оборудования. — М.: ОРГРЭС, 2000.
1.25. СП 13-101-99. Правила надзора, обследования, проведения технического обслу-
живания и ремонта промышленных и вентиляционных труб. — СПб.: ДЕАН, 2005. —
60 с.
1.26. Ладнушкин А.А., Аншаков А.Б., Воронов А.А. и др. Дымовые трубы. Проблемы
экспертизы // Безопасность труда в промышленности. 2005. № 2. С. 2^4.
31
Глава 2.
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДЫМОВЫХ
(ГАЗООТВОДЯЩИХ) ТРУБ
2.1. Общие положения
При эксплуатации любого оборудования и сооружений производственного
назначения решают обычно двуединую задачу: обеспечение их эффективной
и надежной работы. Что касается дымовых промышленных труб — решаю-
щее значение приобретают проблемы надежности, т.к. аварийный выход из
работы одной трубы может привести к огромному материальному ущербу
любого хозяйствующего субъекта.
Под надежностью понимают свойство оборудования или сооружения вы-
полнять функции, сохраняя эксплуатационные показатели в заданных преде-
лах в течение требуемого промежутка времени (см также п.1.1).
Надежность работы энергоблока характеризуется [2.1, 2.2] в первом прибли-
жении коэффициентом готовности
где Тт = Т^6 + Грез — время нахождения агрегата в состоянии готовности, скла-
дывающееся из времени работы и времени резерва 7р — продолжи-
тельность состояния аварии и послеаварийного ремонта (обычно ч/год).
Коэффициент аварийности q определяется из выражения
q=\-P. (2.2)
Если предположить, что к дымовой трубе подключено п энергоблоков, то
вероятность готовности определенного числа их к работе или вынужденного
простоя определяется математически членами разложения бинома Ньютона:
(р + q)n =рп+ np^q + -^-1) pn~2q2 + + pn~mqm +
1-2 1-2... m
+ ”(” "21} + W"'1 +9" • (2-3)
Приняв, например, для одной газоотводящей трубы количество подключен-
ных энергоблоков не более п = 4, а для энергоблоков Р = 0,9, q = 0,1, получим,
что вероятность одновременных аварий энергоблоков равна не более 0,0001.
32
Таким образом, учитывая довольно низкую вероятность одновременной ава-
рии всех четырех блоков, можно заключить, что возможность предоставления
времени на ремонт трубы минимальна. Отсюда, к трубе предъявляются требо-
вания повышенной надежности — сохранять эксплуатационные показатели
на весь срок службы — до 50 лет.
Примером того, как важно сохранять эксплуатационную надежность газоот-
водящей трубы, является случай останова дымовой трубы № 1 Костромской
ГРЭС. Вынужденная реконструкция дымовой трубы высотой 250 м вызвала
останов трех блоков по 300 МВт на 2 года и сопровождалась затратами много-
кратно превышающими строительство новой газоотводящей трубы.
Важнейшей проблемой при решении вопроса повышении надежности и дол-
говечности работы газоотводящих труб является защита газоотводящих и не-
сущих железобетонных стволов от сернокислотной и гидратной коррозии, ко-
торая реализуется на стадии проектирования, строительства и эксплуатации
трубы.
К настоящему времени сложились достаточно подробные руководящие до-
кументы по эксплуатации дымовых труб [2.3, 2.4].
Если в проекте в неполном объеме учтены конкретные условия режима экс-
плуатации трубы, то ее фактический ресурс может оказаться значительно мень-
шим по сравнению с расчетным. Несоблюдение технологии строительства, от-
ступления от проектных решений при проведении строительно-монтажных
работ без согласования с проектной организацией, приемка труб с недоделка-
ми и дефектами из-за отсутствия квалифицированного контроля за качеством
строительства являются в ряде случаев причинами потери надежности газоот-
водящих труб в первые годы после ввода их в эксплуатацию. Не менее важно
соблюдать также требования, обеспечивающие надежную работу трубы в про-
цессе ее эксплуатации, начиная с пуска в работу.
2.2. Ввод газоотводящих труб в эксплуатацию
При первом нагреве тепловых агрегатов, в том числе и трубы, изготовлен-
ной из капиллярно-пористых тел (бетона, кирпича и других строительных
материалов), в конструкции появляются напряжения под действием следую-
щих факторов:
1) давления паров воды в порах;
2) фильтрации пара из зоны фазового перехода к горячей поверхности эле-
мента;
3) различия температурных коэффициентов линейного расширения раство-
ра и заполнителей в бетоне, или кирпича и раствора в кладке;
4) различия температурных и влажностных деформаций слоев материала.
33
Напряжения, вызванные тремя первыми факторами, называются структур-
ными, а последним (четвертым) — собственными напряжениями. Все эти виды
напряжений могут суммироваться с напряжениями от внешней нагрузки. Воз-
никающие напряжения в результате всех указанных факторов могут при пер-
вом же нагреве газоотводящей трубы привести к нежелательным явлениям —
нарушению структуры материала, образованию трещин и отколов.
Физические основы этих явлений заключаются в следующем. При первом
нагреве влажный материал подвергается интенсивному прогреву со стороны
дымовых газов. При повышении температуры на нагреваемой поверхности и
внутри материала выше 100 °C по толщине конструкции появляются взаимо-
связанные поля температуры, порового давления и влажности, определяемые
законами переноса теплоты и массы в капиллярно-пористом теле. При этом
вода превращается в пар.
При фазовом переходе жидкости в пар парциальное давление последнего в
порах материала («поровое» давление) становится больше барометрического
давления воздуха в окружающей среде и давления дымовых газов в трубе.
Возникает градиент давления, под действием которого происходит фильтра-
ционный перенос пара и жидкости к нагреваемой и холодной поверхностям.
Градиент давления релаксируется вследствие фильтрации пара по системе от-
крытых переходных капилляров, но из-за наличия гидродинамического сопро-
тивления скелета и интенсивного парообразования при первом нагреве в ма-
териалах трубы градиент давления остается больше нуля. Наличие градиента
давления внутри материала вызывает молярный перенос пара. Кроме фильт-
рации пара при интенсивном нагреве капиллярно-пористого тела может про-
исходить молярный перенос жидкости под действием порового давления. Ин-
тенсивность молярного переноса массы (воды и пара) во много раз больше
влагопереноса под действием диффузионных и капиллярных сил.
Для определения полей температуры, порового давления и влажности в об-
щем случае необходимо решить систему дифференциальных уравнений филь-
трационного переноса:
cpf; = V^VO + E>WpVp); с p^ = V(A: Vp)-eV(A: Vp); p|^ = V(£ Vp), (2.4)
от dr Эх
где kp — коэффициент фильтрационного переноса влаги; с — удельная тепло-
емкость; ср — коэффициент удельной пароемкости материала; X — теплопро-
водность; с — скрытая теплота парообразования; е — критерий фазового пе-
рехода; t,w — температура и влажность материала.
Система уравнений (2.4) аналитическому решению не поддается, и для прак-
тических расчетов она приводится к упрощенному виду, в результате чего опре-
34
Рис. 11.1. График сушки дымовых труб с футеровкой:-
— летом;-----зимой
деляются р, w и t, а затем зависящие от них на-
пряжения в материалах газоотводящей трубы.
Чтобы напряжения в материалах трубы при
первом нагреве не превысили допустимых, пе-
ред вводом в эксплуатацию для труб кирпичных
с футеровкой и без футеровки, железобетонных
с футеровкой и стальных необходимо после при-
емки предусматривать сушку и разогрев.
Сушка газоотводящих труб осуществляется
до ввода или в процессе ввода в эксплуатацию
одновременно с сушкой обмуровки котлов [2.4].
При этом температурный режим — подъем тем-
пературы газов не должен превышать скорос-
ти 5 °С/ч, а в зимнее время должна быть выдержка в стационарном режиме в
течение суток при температуре 100 °C (рис. 2.1). Только проведя сушку трубы,
приступают к ее эксплуатации (см. Приложение 7, кн.2).
2.3. Эксплуатация газоотводящих труб с прижимной футеровкой
Газоотводящие трубы с кирпичной футеровкой
Газоотводящие трубы рассматривались только как строительные сооруже-
ния, создающие тягу для отвода дымовых газов и летучей золы. С появлением
крупных котельных установок, ужесточением требований к качеству атмос-
ферного воздуха дымовые трубы стали все более приобретать характеристики
технологического элемента ТЭС, оптимальные параметры которого: высота,
диаметр, температура уходящих газов — должны выбираться во взаимосвязи
с параметрами котла и, более того, электростанции в целом.
Надёжная работа газоотводящей трубы в значительной мере определяется
уровнем возникающих в ней термических напряжений, которые, в свою оче-
редь, зависят от температур газовой и воздушной сред, физико-механических
свойств материалов и конструктивных особенностей [2.5, 2.6].
Под воздействием температурного поля в элементах конструкции трубы воз-
никают совместные кольцевые и осевые деформации, приводящие в отдель-
ных случаях к образованию горизонтальных и вертикальных трещин. Раскры-
тие трещин в материале отдельных конструктивных элементов определяется
не только перепадами температур, но также ветровой нагрузкой и массой са-
мой трубы.
35
Образование трещин в растянутом бетоне нарушает плотность его контакта
с арматурой, в результате чего арматура в зоне трещины получает дополни-
тельное растягивающее усилие, которое до образования трещины восприни-
малось бетоном. Трещины с раскрытием менее 0,05 мм не доходят до армату-
ры и опасности не представляют. Через трещины с раскрытием 0,05 мм и бо-
лее может происходить интенсивное увлажнение материалов футеровки или
несущего ствола и развитие процессов коррозии.
Термические напряжения в конструктивных элементах трубы принято опре-
делять для наибольшей температуры газов и средней температуры наиболее
холодной пятидневки года.
Параметром, определяющим термические напряжения, является перепад
температур по толщине стенки рассматриваемого элемента ограждений или
несущего ствола. На более нагретой поверхности действуют термические на-
пряжения сжатия, а на менее нагретой — растягивающие напряжения.
Существенное влияние на термические напряжения оказывает многослой-
ность футеровки. При этом в каждом из слоев возникают разнонаправленные
термические напряжения.
Дополнительное воздействие на напряжения может оказывать, кроме того,
набухание футеровочных материалов совместно с изменением физико-меха-
нических свойств под воздействием агрессивных компонентов дымовых га-
зов. Влияние этих компонентов незначительно, так как набухание основного
футеровочного материала — кислотоупорного кирпича — в растворах серной
кислоты снижается при повышении их концентрации; так, в 30%-ной серной
кислоте при 100 °C набухание не превышает 0,05 %. Процесс набухания, ли-
митируемый диффузией, протекает медленно, и вызываемые им изменения
напряжений действуют постоянно. Благодаря наличию температурных швов
и зазоров при разогреве трубы не происходит защемлений, отсутствуют и со-
ответствующие им термические напряжения [2.1].
Все сказанное позволяет заменить в первом приближении чрезвычайно слож-
ный расчет термических напряжений рассмотрением обусловливающих их
перепадов температур. При установлении уровня рабочей температуры газов
в дымовой трубе назначается допустимый перепад температур для применен-
ных в ней материалов. Ранее при проектировании дымовых труб устанавли-
вался нормативный перепад температур по толщине футеровки из кислото-
упорного кирпича на уровне 40-50 °C. В настоящее время при разработке про-
ектов дымовых труб перепад температур по футеровке из кислотоупорного
кирпича институтом Теплопроект рекомендуется принимать равным 80 °C.
Согласно инструктивным материалам температура внутренней поверхности
железобетонного ствола не должна превышать 100 °C. Для железобетонных
дымовых труб, строящихся по типовым проектам, вводятся ограничения по
рабочим температурам. При этом установленные при разработке таких проек-
36
тов уровни допустимых температур дымовых газов не всегда уточняются при
изменениях материалов футеровки или их теплофизических свойств.
Выполненный сравнительный анализ ряда типовых и индивидуальных про-
ектов показал, что для одинаковых типоразмеров труб при несущественном
различии их стоимости в ряде случаев наблюдаются значительные расхожде-
ния температурного режима. Эти расхождения, на наш взгляд, частично могут
быть объяснены разработкой типовых проектов труб для перепадов темпера-
тур, отличающихся от принимаемых в настоящее время.
Цель анализа — выяснение в типовых проектах дымовых труб соответствия
указанных рабочих температур расчетным значениям. Расчеты были выпол-
нены применительно к трубе высотой 180 м с диаметром устья 7,2 м и рабочей
температурой газов 120 °C. Железобетонный ствол футерован кислотоупор-
ным кирпичом с теплоизолирующим слоем из красного кирпича; вентиляци-
онный зазор отсутствует. Согласно методике труба по высоте делилась на шесть
зон, в пределах каждой из которых ее конструктивные и режимные параметры
усреднялись. Принимались следующие значения варьируемых параметров: ско-
рость дымовых газов wr = 5,22 и 42 м/с; температура наружного воздуха соот-
ветственно t в = 40, 20, 0, -20 и -40°С; температура дымовых газов t = 90, 120,
150, 180 и 210 °C.
Результаты расчетов для трех уровней температуры уходящих газов (120,
150 и 180 °C) и двух значений их скорости (22 и 42 м/с) при постоянной темпе-
ратуре воздуха (-40 °C) графически представлены на рис. 2.2.
Как видно из графиков, перепад температур в футеровке Д/ увеличивается
вместе с высотой на 40-50 °C, в слое теплоизоляции перепад температур с
высотой падает на 35-45 °C. Меньшие перепады относятся к температуре га-
зов 120 °C, большие — к температуре газов 180 °C. Во всех случаях перепады
температур оказались ниже (80 °C) допускаемых последними нормами.
Температура внутренней поверхности железобетонного ствола изменяется с
высотой трубы незначительно и остается ниже нормируемого значения (100 °C).
Изменение перепадов температур по высоте трубы объясняется изменением
толщины стен железобетонного ствола и теплоизоляции. Футеровка из кисло-
тоупорного кирпича выполнена толщиной 230 мм по всей высоте трубы. Тол-
щина теплоизолирующего слоя красного кирпича меняется от 345 до 65 мм у
устья. Несущий железобетонный ствол имеет толщину 800 мм внизу и 250 мм
вверху. Вследствие этого термические сопротивления ствола и теплоизолиру-
ющего слоя уменьшаются по высоте трубы, а кислотостойкой футеровки оста-
ются постоянными.
Наряду со снижением термического сопротивления железобетона и тепло-
изоляции в верхней части трубы повышаются коэффициенты теплоотдачи по
газам и воздуху вследствие роста скорости газов. В целом перепад температур
37
Рис. 2.2. Графики изменения отдельных параметров теп-
лового состояния трубы по высоте при некоторых ре-
жимных и климатологических факторах. Обозначения:
сплошные и пунктирные линии — для скоростей ды-
мовых газов соответственно 22 и 42 м/с. Температуры:
t — дымовых газов; t2 — внутренней поверхности же-
лезобетонного ствола; t — наружного воздуха. Пере-
пады температур: Д/ф| — футеровки из кислотоупорно-
го кирпича; Л?ф, — теплоизоляции из красного кирпича
между внутренней и наружной поверхностями трубы несколько больше, чем
внизу.
Под воздействием всех названных факторов происходит абсолютный рост
перепада температур в футеровке и его уменьшение в слоях теплоизоляции и
железобетоне по направлению движения дымовых газов. Следует оговорить-
ся, что толщина теплоизоляции меняется скачкообразно и плавный характер
зависимостей (рис. 2.3) условен.
Значение перепадов температур, приведенные на рис. 2.3, являются функци-
ей разности температур газов и воздуха, которая составляет соответственно
160, 190 и 220 °C, и в этом смысле указанные перепады универсальны, т.е. не
зависят отдельно от температуры воздуха и газов. В противоположность это-
му температура внутренней поверхности железобетона зависит от абсолют-
ных значений температуры воздуха и газов.
Изложенные предпосылки позволили выразить перепады температур в желе-
зобетоне Д^, теплоизоляции Д/ф2, и футеровке Д/ в функции разности темпе-
ратур газов и воздуха (рис. 2.3). Как было показано ранее (рис. 2.3), максималь-
ные перепады температур отдельных слоев относятся к разным отметкам.
Номограмма (рис. 2.4) дает возможность по заданному уровню перепада тем-
ператур в каждом из элементов трубы определять допустимую температуру
уходящих газов в ней в зависимости от температуры наружного воздуха.
По аналогии построена номограмма для определения максимальной темпе-
ратуры внутренней поверхности железобетонного ствола в зависимости от
текущей температуры отводимых газов и наружного воздуха (рис. 2.4).
Из двух последних номограмм видно, что для рассмотренной конструкции
трубы при tH в = -40 °C можно назначать рабочую температуру отводимых га-
зов в трубе 130 °C вместо 120 °C, указанных в паспорте. При t = 30 °C темпе-
38
Рис. 2.3. Номограмма для определения максималь-
ных перепадов температур в футеровке (А/ф|), тепло-
изоляции (Агф2) и железобетонного ствола (Аг^)
Рис. 2.4. Номограмма для определения мак-
симальной температуры внутренней поверх-
ности железобетонного ствола
ратура газов в стволе трубы может быть принята на уровне 140 °C. Таким об-
разом, здесь имеет место несоответствие расчетных рабочих температур тем-
пературам, указанным в типовом проекте.
При привязке типовых проектов газоотводящих труб необходимо в каждом
конкретном случае выполнять поверочные тепловые расчеты, в ходе которых
должны учитываться изменения нормативных перепадов температур, откло-
нения климатических условий местности, где будет устанавливаться труба, от
условий, предусмотренных типовым проектом, замена материалов или изме-
нение их теплофизических свойств.
В ряде случаев учет перечисленных факторов позволяет без ущерба для на-
дежности трубы повысить температуру уходящих газов, что расширяет диапа-
зон привязки типовых проектов газоотводящих труб.
Большое значение для надежной работы трубы, как отмечалось в [2.1], име-
ет статическое давление в газоотводящем стволе трубы. Поэтому требование
обязательного разрежения в трубах с прижимной футеровкой является важ-
нейшим с точки зрении обеспечения надежной эксплуатации трубы.
Газоотводящие трубы с монолитной футеровкой
Железобетонные дымовые трубы с монолитной футеровкой начали строить
с 1970 г. К тому времени в связи с экологическими условиями и отсутствием
эффективных способов очистки дымовых газов от оксидов серы и азота на
многих объектах потребовалось возводить газоотводящие трубы высотой 250,
320, 370 и 420 м.
Поиск более индустриальных методов футерования труб привел к разработ-
ке двухслойных монолитных труб. Наружная оболочка выполнялась из тяже-
39
лого бетона, внутренний монолитный слой из легкого полимербетона или по-
лимерсиликатбетона в зависимости от вида топлива и степени агрессивности
удаляемых газов.
Предусматривался, при этом, более высокий уровень армирования наруж-
ной оболочки для повышения трещиностойкости ствола, так как при нагреве
внутреннего слоя легкого бетона температурные напряжения должны воспри-
няться железобетонным стволом. Так как бетонирование выполнялось одно-
временно в переставной опалубке, то предусматривалась установка мелкояче-
истой металлической сетки, разделяющей разнородные бетоны. Смещение по
высоте швов бетонирования должно было повысить газоплотность двуслой-
ной конструкции газоотводящей трубы в случае неплотностей в швах бетони-
рования.
Тридцатилетний опыт эксплуатации двухслойных железобетонных труб по-
казал их высокую эксплуатационную надежность. За двадцать лет эксплуата-
ции, например, на Волжской ТЭЦ-2, работавшей значительную часть времени
на мазутном топливе полимерцементбетонная футеровка дымовой трубы вы-
сотой 270 м имела снижение прочности со стороны контактирующей с дымо-
выми газами на глубину 2-5 мм.
На Ново-Рязанской ТЭЦ, работающей в нестабильном режиме на мазутном
и газовом топливе глубина коррозии после 10 лет эксплуатации не превышала
15 мм при толщине монолитной футеровки 200 мм и более.
Нарушение технологии укладки и уплотнения полимерсиликатбетона при-
водит к неоднородности материала из-за расслоения смеси и появлению гори-
зонтальных трещин. На нескольких дымовых трубах по этой причине был от-
мечен выход конденсата дымовых газов на верхних отметках ствола трубы.
Ремонтное обслуживание дымовых труб с монолитной футеровкой до пос-
леднего времени ограничивается наружными работами по восстановлению
антикоррозионной защиты металлоконструкций, маркировке ствола, восста-
новлению и ремонту, молниезащиты. В тех случаях, когда из-за изменения вида
топлива дымовые трубы с полимербетонной футеровкой обслуживают котлы,
работающие на сернистых мазутах, скорость сульфатной коррозии может дос-
тигать 10 мм/год и более при “мокром” режиме эксплуатации дымовой трубы.
Для повышения коррозионной стойкости полимербетона был применен крем-
нийорганический материал “ГЭКОС” в виде трехслойного покрытия по внут-
ренней поверхности полимербетона. Согласно [2.7] этот материал повышает
антикоррозионные свойства поверхности бетона.
Более перспективным материалом для защиты полимербетона в таких слу-
чаях может быть полимерный материал ГЭК-1 (грунтовочный слой), ПЭК-1
(покровный слой) стойкий как в кислых, так и в щелочных средах, обладаю-
щий термостойкостью до +270 °C, трещиностойкостью и хорошей адгезией к
бетону, кирпичу и металлу.
40
2.4. Эксплуатация газоотводящих труб с противодавлением
Как известно, основным преимуществом труб с вентилируемым зазором и
противодавлением в нем является высокая надежность и долговечность за счет
отсутствия диффузии и фильтрации дымовых газов через кирпичную футе-
ровку к тепловой изоляции и к бетону ствола. Поэтому статическое давление в
воздушном зазоре в каждом сечении трубы должно быть больше, чем в газоот-
водящем стволе. На большинстве находящихся в эксплуатации труб с венти-
лируемым зазором противодавление должно создаваться работающим венти-
лятором и этим исключается проникновение дымовых газов, содержащих аг-
рессивные компоненты газа, в воздушный зазор и воздействие их на бетон
ствола. На некоторых трубах противодавление должно создаваться за счет ес-
тественной вентиляции зазора при соответствующих расчетных параметрах.
Воздух, нагнетаемый в зазор, должен подогреваться в калориферах до темпе-
ратуры, обеспечивающей трещиностойкость кирпичной футеровки. Контроль
за обеспечением противодавления в зазоре и необходимой температурой дол-
жен осуществляться с помощью системы КИП. Контролируемые параметры
устанавливаются для каждой трубы проектом, а при изменении условий эксп-
луатации могут быть рассчитаны. Резервная установка должна обеспечивать
непрерывность процесса нагнетания и подогрева воздуха, поступающего в вен-
тилируемый зазор. На некоторых ТЭС службой эксплуатации зданий и соору-
жений составлены и выдерживаются графики поочередной работы основной
и резервной вентиляционной установки, чем повышается их надежность.
В процессе эксплуатации газоотводящей трубы важна также оценка фильт-
рационных свойств футеровки. По истечении определенного срока службы
трубы (можно и ежегодно) целесообразно определить коэффициент фильтра-
ции футеровки кф и сравнить его с ранее полученными значениями, что позво-
ляет судить о состоянии футеровки, тампонаже золой или, наоборот, о раскры-
тии трещин.
Для сохранения высокой надежности и долговечности железобетонных га-
зоотводящих труб с противодавлением необходимо выполнить следующие ме-
роприятия:
• поддержание в исправном, работающем состоянии вентиляционного обо-
рудования и системы КИП;
• своевременный ремонт и профилактическое техническое обслуживание
электродвигателей и крыльчаток вентиляторов, калориферов и теплоизоляции
паропроводов, элементов автоматики, освещения и КИП, установленных в цо-
кольном помещении трубы, а также КИП, установленных на различных от-
метках по высоте трубы;
* составление и выдерживание графиков поочередной работы основной и
Резервной вентустановок;
41
• постоянный контроль эксплуатационных параметров подогреваемого воз-
духа в вентилируемом зазоре и дымовых газов;
• периодическая продувка импульсных линий (не реже 1 раза в неделю в
зависимости от вида сжигаемого на ТЭС топлива);
• периодическая наладка системы КИП;
• поддержание оптимальных режимов работы, исходя из действительных эк-
сплуатационных параметров, на основе рекомендуемых ниже материалов.
Проведенные ВНИПИ Теплопроект исследования показали, что на ряде экс-
плуатируемых труб с принудительной вентиляцией противодавление в воз-
душном канале может быть обеспечено при естественной вентиляции канала,
а исследования НИИЖБ, позволили рекомендовать допустимый температур-
ный перепад на футеровке в размере до 80 °C вместо ранее принимавшегося
перепада, равного 50 °C.
На основе этих положений ВНИПИ Теплопроект выполнен анализ возмож-
ности оптимизации режимов эксплуатации газоотводящих труб тепловых элек-
тростанций путем проведения на ЭВМ серии расчетов для всех типоразмеров,
климатических и эксплуатационных условий работы труб [2.2, 2.8].
Суть оптимизации заключается в установлении режима эксплуатации газо-
отводящей трубы с противодавлением при естественной вентиляции воздуш-
ного канала, т.е. в исключении эксплуатации вентиляционной установки на
трубе и снижении уровня подогрева поступающего в воздушный канал возду-
ха, а в отдельных случаях и полного его исключения. При этом надежность и
долговечность трубы не снижается, так как сохраняются предъявляемые к ее
эксплуатации требования: обеспечение противодавления в воздушном канале
и допустимого перепада температур на футеровке (80 °C). Вместе с тем дости-
гается экономия годовых затрат на электроэнергию из-за отказа от эксплуата-
ции вентиляционной установки и снижения подогрева вентилируемого возду-
ха в калориферах.
Результаты оптимизации сведены в графики (рис. 2.5-2.7).
На рис. 2.5 представлен график допустимой нагрузки на трубу, при которой
противодавление в канале обеспечивается при естественной вентиляции, в
зависимости от температуры наружного воздуха и диаметра устья трубы.
На рис. 2.6 представлен график требуемой максимальной температуры по-
догрева воздуха в калориферах в зависимости от температуры дымовых газов
в трубе и температуры наружного воздуха.
На рис. 2.7 показана достигаемая экономия затрат на теплоту и электроэнер-
гию. Оптимизация проведена для труб высотой от 90 до 270 м.
Установление оптимальных режимов эксплуатации трубы на ТЭС осуще-
ствляется следующим образом. Для конкретной трубы устанавливается пери-
од эксплуатации (зимний или летний) с максимальной нагрузкой (максималь-
ным объемом дымовых газов). Для данного периода эксплуатации определя-
42
Рис. 2.5. Допустимый объем дымовых газов в трубе
в зависимости от диаметра устья и температуры
наружного воздуха
ется температура наружного воздуха, и
в зависимости от нее для конкретных
геометрических параметров трубы (ди-
аметра устья) определяется допустимая
нагрузка, при которой возможно обеспе-
чение противодавления при естествен-
ной вентиляции воздушного канала, и
оно сравнивается с фактической макси-
мальной нагрузкой на газоотводящую
трубу. Если фактическая нагрузка на тру-
бу меньше определенной по графику, то
противодавление в трубе обеспечивает-
Температура наружного воздуха ?„ °C
ся за счет естественной вентиляции, и эксплуатация установки отменяется.
Если фактическая нагрузка больше, то необходима эксплуатация вентиляци-
онной установки.
Пример использования данного предложения приведен на графиках. На га-
зоотводящей трубе высотой 180 м и диаметром устья 7,2 м максимальная на-
вентилируемый канал воздуха в зависимости от температуры
газов в трубе и температуры наружного воздуха
труб с противодавлением различ-
ной высоты
43
грузка приходится на зимний период (средняя температура самого холодного
месяца составляет -22 °C) и равна 800 м3/с. Из графика (рис. 2.5) видим, что
для указанных условий допустимая нагрузка составляет около 825 м /с. Так
как фактическая нагрузка на трубу (800 м3/с) меньше допустимой (825 м3/с),
то в данном конкретном случае эксплуатация вентиляционной установки не
требуется. Также известно, что данная газоотводящая труба эксплуатируется в
районе с температурой самой холодной пятидневки -32 °C, а максимальная
температура дымовых газов в трубе составляет 150 °C. Тогда из графика рис. 2.6
определяем, что максимальная температура подогрева поступающего в канал
воздуха составляет около 25°С, а по графику рис. 2.7 определяем экономию
годовых затрат на теплоту и электроэнергию для данной трубы (высотой 180 м),
которые составят 23 тыс. руб./год. В случае использования графика рис. 2.7 в
настоящее время следует вводить поправку на инфляционную составляющую.
Как видим, оптимизация режимов эксплуатации на железобетонных газоот-
водящих трубах с противодавлением может дать ощутимый годовой экономи-
ческий эффект для тепловой электростанции благодаря экономии теплоты на
подогрев воздуха при снижении его объема и электроэнергии при отказе от
эксплуатации вентиляторов.
Таким образом, исходя из действительных эксплуатационных параметров
на основе рекомендованных графиков (рис. 2.5-2.7) можно установить опти-
мальные режимы работы газоотводящей трубы с противодавлением.
Вместе с тем при переводе труб с противодавлением в принудительно-вен-
тилируемом канале на естественную вентиляцию представляется целесооб-
разным вентиляционные установки под трубой оставить в рабочем состоянии
— не демонтировать, так как в ряде случаев на тепловых электростанциях
могут непредвиденно меняться условия эксплуатации. Такие ситуации воз-
можны при увеличении нагрузки на трубу сверх проектной из-за переключе-
ния части или всех котлов с соседней трубы во время ее останова на ремонт,
при расширении электростанции, изменении вида сжигаемого топлива и т.д.
С учетом ожидаемой высокой надежности вентилируемых труб представи-
лось возможным к газоотводящим трубам с противодавлением подключать
более высокие мощности энергоблоков. При этом оптимальная выходная ско-
рость в устье трубы достигает на отдельных трубах до 30—40 м/с, что снижает
капитальные затраты на трубу и увеличивает эффективность рассеивания вред-
ных примесей в атмосфере.
Последующая проверка уровня эксплуатации газоотводящих труб с проти-
водавлением на тепловых электростанциях показала, что в эксплуатации же-
лезобетонных труб с принудительной и естественной вентиляцией зазора меж-
ду футеровкой и стволом на тепловых электростанциях имеют место значи-
тельные нарушения проектных решений и эксплуатационных инструкций, в
результате чего надежность и долговечность труб с противодавлением может
44
быть снижена. На ряде ГРЭС не смонтированы вентиляционные установки,
на некоторых ТЭС смонтированные вентиляционные установки не работают.
Не менее важно поддержание на трубе работоспособного состояния систем и
контрольно-измерительных приборов. Однако свыше 80 % комплектов КИП
на газоотводящих трубах не смонтированы или находятся в неисправном со-
стоянии.
На тепловых электростанциях, где имеются отступления от проектного ре-
шения эксплуатации труб с вентилируемым зазором, как правило, отсутству-
ют представления о назначении и роли вентилируемого зазора и противодав-
ления в нем.
На многих дымовых трубах с вентилируемым зазором, исходя из предполо-
жения, что система вентиляции будет работать в соответствии с проектными
требованиями, в процессе строительства труб были внесены изменения в про-
ектные решения в части уменьшения объема теплоизоляции, отказа от при-
жимной стенки из глинистого кирпича. В дальнейшем, следствием таких из-
менений стало появление в зимний период наледей на наружной поверхности
стволов дымовых труб, размораживание и выщелачивание бетона из-за диф-
фузии парогазовой среды через ограждающие конструкции трубы. При нера-
ботающей системе вентиляции с подогревом подаваемого в зазор воздуха, в
нижних звеньях футеровки из-за высоких температурных напряжений обра-
зовались вертикальные трещины длиной до 7-10 м. При нестабильных тепло-
вых нагрузках раскрытие трещин прогрессировало и на многих трубах за 15-
20 лет эксплуатации достигла 50-70 мм. Потеря газоплотности футеровки, при
работе котлов на мазутном топливе, сопровождалось сернокислотной корро-
зией бетона ствола с внутренней стороны, деформацией кладки футеровки из-
за сульфатной коррозии локальными и опоясывающими выпуклостями и впа-
динами с выходом из плоскости кладки до 300 мм и более.
Из-за неремонтнопригодного состояния футеровки, опасности потери несу-
щей способности железобетонного ствола трубы на ряде энергообъектов были
реализованы решения по установке внутреннего металлического газоотводя-
щего ствола. На объектах, где футеровка не подверглась деформации и суль-
фатации, но оказалась недостаточно газоплотной выполняется с 1993 г. запол-
нение вентилируемого зазора сыпучим или вспенивающимся теплоизоляци-
онным материалом: смесями на основе вермикулита, консилом, пенополиуре-
таном и др., эффективность которых в зависимости от состояния футеровки,
тепловой нагрузки, температуры удаляемых газов, будет определена в процес-
се дальнейшей эксплуатации.
Вызывает сомнение рекомендация НИИЖБ в семидесятых годах XX века о
повышении допустимого температурного перепада на футеровке с 50 до 80 °C.
Повреждение кирпичных футеровок трещинами в дымовых трубах с вентили-
45
руемым зазором может быть следствием завышения допуска на трещиннос-
тойкост ь кирпичной футеровки, учитывая качество кладки.
2.5. Эксплуатация кирпичных труб
Согласно СП 13-101-99 [1.9], кирпичные трубы, футерованные полностью
или частично, имеют ряд существенных ограничений при эксплуатации. Не
допускается: положительное давление эвакуируемых газов, использование
сильноагрессивной газовой среды, а также любой газовой среды при темпера-
туре менее 100 °C. Исключается переодическая нагрузка.
Воздействие температурных напряжений на конструкции стволов в наиболь-
шей степени сказывается на кирпичных дымовых трубах, потому что, во-пер-
вых, они в основном эксплуатируются в области более высоких температур
отходящих газов, а во-вторых, в монолитных и сборных трубах значительную
долю усилий от температурных воздействий воспринимает арматура, выпол-
няя стабилизирующую роль [2.5].
При температурных перепадах, вызываемых как отдельными источниками,
так и в большинстве случаев их совокупностью, в стволе и футеровке возника-
ют серьезные термические напряжения, приводящие к значительным усилиям
растяжения с холодной стороны конструкции и сжатия с горячей.
Это происходит благодаря тому, что при нагревании температура слоев, на
которые непосредственно влияют источники нагрева, растет значительно бы-
стрее, чем слоев внутренних, которые нагреваются лишь за счет теплопровод-
ности. При охлаждении же картина меняется на диаметрально противополож-
ную — внутренние слои сохраняют полученную теплоту значительно дольше
и температура их падает намного медленнее.
Учитывая, что при нагревании объем материала ствола или футеровки тру-
бы увеличивается, а при охлаждении уменьшается, в определенных слоях кон-
струкции будут появляться внутренние напряжения, и если по своей величине
они будут превосходить силы сцепления частиц материала между собой, то
должно начаться образование трешин. Так как предел прочности керамичес-
ких материалов на растяжение значительно меньше предела прочности на сжа-
тие, естественно, что образование трещин от температурных напряжений нач-
нет возникать в этих зонах.
Следует также иметь в виду, что при сжатии усилие передается через трещи-
ну, а при растяжении оно не только не передается через трещину, но и из-за
трещины напряжение увеличивается. Исследования показали, что напряже-
ние на краю трещины, как правило, в 7-9 раз больше, чем при ее отсутствии.
На службу футеровки всех видов дымовых труб основное влияние оказыва-
ют или частые изменения температуры отходящих газов и ее резкие колеба-
ния, или превышение их расчетной максимальной температуры.
46
В первом случае это приводит к постепенному выходу футеровки из строя
из-за растрескивания и дальнейшего разрушения, во втором — к ее незапла-
нированному увеличению как в вертикальном, так и в горизонтальном направ-
лении, результатом чего может быть, наряду с нарушением ее геометрических
размеров и частичным обрушением, появление наиболее опасных горизонталь-
ных трещин ствола трубы, когда вертикальные усилия от растущей футеровки
разрывают ствол, создавая реальную угрозу устойчивости трубы и распирают
его, создавая «бочки» и сеть вертикальных трещин (рис. 2.8). Если при этом
труба имела изоляционный слой или паровлагоизоляцию, они также приходят
в негодность.
Частые температурные изменения на поверхности кирпичного ствола вызы-
вают так называемую форму усталости кирпича, результатом чего является
повреждение поверхности из-за отслоения мелких частиц, что значительно
ускоряет процесс атмосферной коррозии кладки.
При изменении технологического процесса и возникающих при этом резких
температурных перепадах на стволах кирпичных дымовых труб появляются
значительные вертикальные трещины (рис. 2.9). Особенно чувствительна вер-
хняя часть дымовой трубы, ибо здесь мала вертикальная нагрузка и возникаю-
щие напряжения на разрыв не могут компенсироваться силами давления.
Рис. 2.8. Образование в стволе
трубы горизонтальных и верти-
кальных трещин
Рис. 2.9. Трещины в стволе тру-
бы от температурных напряже-
ний
Рис. 2.10. Деформации в клад-
ке ствола трубы при ее первом
разогреве
47
Нарушения технологического режима часто наблюдаются в начальном пе-
риоде эксплуатации трубы при ее просушке и первом разогреве, в результате
появляются серьезные деформации кладки, выражающиеся также в образова-
нии вертикальных трещин (рис. 2.10).
Следует сказать и еще об одной разновидности температурного воздействия
отходящих газов, так называемых «хлопках». Так называют взрыв горючей
смеси, получаемой от смешивания в газоходе не полностью сгоревшего газа и
воздуха, подсасываемого через неплотности на дымовом тракте. Это явление
наблюдается при подаче в теплотехнический агрегат обильного количества топ-
лива, превышающего нормы технологической эксплуатации. Известны слу-
чаи полного разрушения дымовых труб в результате «хлопков».
Одновременно на дымовые трубы влияют и иные, менее заметные воздей-
ствия, деструктивные влияния которых также оказывают значительное сни-
жение качества их конструкций. Это полностью относится к атмосферным воз-
действиям.
Влажность воздуха, от которой зависит интенсивность коррозионных про-
цессов в атмосфере, принято определять такими параметрами, как парциаль-
ное давление (упругость) водяного пара и относительная влажность.
Вода в виде пара является составной частью воздуха. В отличие от других
составляющих (кислорода, углекислого газа, азота и пр.), содержание которых
изменяется незначительно, количество водяного пара не является постоянным,
так как единица объема воздуха при определенной температуре может содер-
жать только такое количество пара, при котором он становится насыщенным.
Избыточное количество выпадает в виде конденсата.
Если максимальное содержание водяного пара в воздухе не достигнуто, то
он находится в ненасыщенном состоянии.
С повышением температуры воздуха давление пара увеличивается, причем,
если температура возрастает с 0 до +10 °C, давление увеличивается примерно
в два раза.
Содержание водяного пара в воздухе (г/м3) называют абсолютной влажнос-
тью.
Величина упругости водяного пара изменяется от нуля до максимального
парциального давления Е, соответствующего полному насыщению воздуха.
Парциальное давление так же, как и абсолютная влажность воздуха, возраста-
ет с повышением температуры (рис. 2.11). Каждой температуре воздуха (при
одинаковом давлении Р) соответствует определенное давление Е.
Температуру полного насыщения называют точкой росы. Отношение Р/Е,
выраженное в процентах, называют относительной влажностью. Величина от-
носительной влажности является основным параметром при выявлении сте-
пени агрессивного воздействия среды.
48
Рис. 2.П. Зависимость парциального давления во-
дяного пара и абсолютной влажности воздуха от
температуры
Когда воздух, имеющий определенные
параметры, соприкасается с поверхно-
стью трубы, имеющей температуру точ-
ки росы, на поверхности образуется кон-
денсат (насыщенный раствор солей).
На металле образование конденсата
четко видно даже невооруженным гла-
зом. В капиллярно-пористых материа-
лах (бетон, кирпич, цементный раствор)
процесс конденсации протекает по все-
му объему и заметен на поверхности
лишь при полном насыщении влагой вс
пор.
У растворов и кирпича имеется огромная внутренняя поверхность, адсорби-
рующая влагу. Эту поверхность образуют многочисленные поры, пронизыва-
ющие материал. Если их диаметры близки к размерам молекул воды (менее
10”6 см), то внутреннее пространство в таких порах будет целиком находиться
под действием сил притяжения твердого тела.
В порах большего диаметра (10 6-10 5 см) влияние стенок сказывается в том,
что под действием сил притяжения происходит искривление поверхности и
образование так называемого мениска.
Капиллярная конденсация начинается в порах, на стенках которых уже име-
ется пленка моно- и полимолекулярных слоев влаги, находящаяся под влияни-
ем сил притяжения твердого тела. За счет образования мениска давление в
порах меньше, чем на открытой поверхности, поэтому в этих порах будет про-
исходить конденсация. В процессе роста толщины пленки влаги (на поверхно-
сти и в порах) претерпевают изменения и ее свойства. В моно- и полимолеку-
лярных слоях свойства воды под влиянием сил притяжения к твердой поверх-
ности значительно отличаются от свободной воды. В десятки раз уменьшает-
ся величина диэлектрической постоянной — соответственно с 80 до 3-2 и ра-
створимость ионов, увеличивается плотность, температура замерзания может
составлять -60 —70 °C.
Интенсивная капиллярная конденсация, при которой начинается заметная
атмосферная коррозия, наступает при относительной влажности воздуха бо-
лее 70 %.
Для атмосферной коррозии используют такое понятие, как критическая влаж-
ность, величина которой составляет 70-80 %. При влажности ниже этих зна-
49
чений коррозийные процессы в растворах протекают весьма медленно (если в
атмосфере нет гигроскопических продуктов). При влажности выше 75-80 %
скорость коррозии увеличивается.
Конструкции дымовых труб, контактирующие с атмосферой, подвергаются
различным видам физико-химических воздействий, источником которых яв-
ляются осадки (дождь, туман, роса, снег), твердые частицы (пыль, аэрозоль),
газообразные компоненты, содержащиеся в воздухе, солнечное облучение,
ветровое давление, суточные и периодические колебания температуры возду-
ха, его влажность и др.
Для кирпича и раствора наиболее опасными факторами атмосферных воз-
действий, способных в короткий срок снизить их прочностные свойства, явля-
ются увлажнение и последующее размораживание, причем интенсивность раз-
рушений зависит не только от увлажнения и замерзания, но и от количества
таких циклов в течение года.
Возможность прогнозирования поведения конструкций дымовых труб в этих
условиях дают климатологические карты, одна из которых приведена на
рис. 2.12.
Степень повреждения зависит от водонасыщения, а также от температуры
замерзания, так как объем замерзшей воды увеличивается с ростом отрица-
тельной температуры и скорости замерзания.
Рис. 2.12. Карта количества циклов перехода температуры через 0 °C за год по районам России и
стран СНГ
50
Следует иметь в виду, что увлажнение стволов труб в основном происходит
вследствие конденсации паров воды, проникающих в стенки стволов из дымо-
вых газов, особенно при сжигании природного газа или при очистке газов в
скрубберах.
В плотных материалах дымовых труб этот процесс протекает медленно в
связи с затрудненной фильтрацией конденсата, в пористых — значительно
быстрее, вызывая повреждения.
При наличии в конденсате серной кислоты происходит коррозия второго вида
— разрушение кислотой цементного камня в растворах и кирпича в кладке.
Реакция выражается формулой
Са(ОН)2 + H2SO4 = CaSO4 + 2Н2О.
Образовавшиеся сульфаты частично растворяются и вымываются конденса-
том. Этим определяется скорость коррозии второго вида.
При малом количестве конденсата сульфаты не вымываются. Однако проис-
ходит их кристаллизация с присоединением двух молекул воды (H2SO4 2H2O)
и превращением в гипс.
При наличии растворов гипса в цементном камне образуется сульфоалюми-
нат кальция, в котором на одну молекулу трехкальциевого алюмината, присут-
ствующего в цементном камне, приходится три молекулы гипса. Это соедине-
ние кристаллизуется с 30 молекулами воды, образуя 3CaO Al2O3-3CaSO4 30H2O.
Иглы сульфоалюмината кальция переплетаются между собой, образуя свое-
образный войлок. Увеличиваясь в объеме при кристаллизации, гипс и сульфо-
алюминат кальция сначала заполняют поры, повышая прочность материалов,
но, при дальнейшем увеличении объема разрушают их. Такая коррозия отно-
сится к третьему виду. Она наиболее разрушительна в дымовых трубах.
При всех трех видах коррозии более стойкими являются плотные материалы
с небольшой пористостью и отсутствием трещин. Развитие коррозии третьего
вида зависит, кроме того, от прочности материала на растяжение, ибо при вы-
сокой прочности замедляется образование трещин.
Следует заметить, что при повышенных скоростях дымовых газов коррозия
увеличивается вследствие повышения статического давления и массообмена
между газами и стенкой трубы.
Явление сульфатации и кристаллизации сульфатов и его негативные послед-
ствия ярко проявляются на состоянии футеровки дымовых труб.
Увеличение объема при кристаллизации гипса и сульфоалюмината кальция
приводит к росту футеровки, которая, расширяясь в горизонтальном направ-
лении по диаметру, зачастую полностью ликвидирует воздушную прослойку,
соединяясь враспор со стволом, а при ее отсутствии разрушает изоляцию, на-
рушает паровлагоизоляцию и, в конечном счете, разрушается сама от возника-
ющих напряжений сжатия.
51
Расширение футеровки в вертикальном направлении приводит к ликвида-
ции зазоров под слезниковыми поясами и вызывает разрушение этих элемен-
тов, что в свою очередь пагубно влияет на конструкции ствола, открывая дос-
туп конденсата к его поверхности.
Расширение верхних поясов футеровки приводит к нарушению целостности
защитного колпака, который зачастую полностью разрушается, открывая за-
зор между стволом и футеровкой.
Процесс эрозии, негативно влияющий на эксплуатацию дымовых труб, вы-
зывается газами, циркулирующими по внутренней поверхности футеровки или
кладки, под воздействием содержащихся в них абразивных твердых фракций.
Эрозия и истирание наблюдаются в местах сужения сечения трубы, где про-
исходит увеличение скорости и турбулентности газов, например, в местах кон-
солей, у проемов газоходов и т.п.
Однако, этот процесс не оказывает заметного влияния на конструкции кир-
пичных дымовых труб и подробнее рассматриваться не будет.
Негативное влияние воздействия отходящих газов на стойкость конструк-
ций дымовых труб проявляется в виде сульфатной коррозии, фильтрации вла-
ги на наружную поверхность ствола, эрозии внутренней поверхности футе-
ровки и температурных колебаний. Коррозионное воздействие дымовых газов
зависит от их температуры, скорости, вида и состава используемого топлива, а
также режима работы.
Основными компонентами продуктов сгорания в трубах являются оксиды
углерода и азота, водяной пар, диоксид серы, а также твердые частицы золы.
В зависимости от вида топлива содержание SO2 составляет 0,1-0,5 % по объе-
му, a SO3 — 0,001-0,008 %. Переход SO3 в H2SO4 начинается при температуре
около 300 °C и заканчивается при 200 °C, поэтому в тубе этот газ находится в
ассоциированном состоянии с водяными парами, т.е. представлен в виде сер-
ной кислоты. SO2 содержится почти во всех видах газов и способен окислять-
ся в SO3 в зависимости от температуры, а также состава воздуха.
Снижение температуры дымовых газов приводит к образованию конденса-
та, представляющего раствор серной кислоты. Чем больше в газах сернистых
соединений, тем ниже температура точки росы. Считается, что при содержа-
нии в топливе более 3 % серы конденсат на стенках трубы может быть в виде
серной кислоты концентрацией до 70-80 %.
Коррозия в кирпичных футерованных трубах может развиваться и без обра-
зования конденсата на внутренней поверхности. Такое явление имеет место,
когда на отдельных участках трубы возникает давление, вызванное изменени-
ем скорости газа и действием ветра. В этом случае пары с агрессивными газа-
ми могут конденсироваться не на поверхности, а в толще футеровки.
Кроме газообразных составляющих и паров воды значительную роль на кор-
розионные процессы оказывают твердые частицы — аэрозоли. Именно аэро-
52
золи с размером частиц до 100 мкм являются центрами, вокруг которых в пер-
вую очередь начинается образование конденсата. Наибольшее их количество
в виде золы образуется в трубах при использовании угля.
Так как основные разрушения в трубах вызваны образованием конденсата,
рассмотрим три возможных типа состояний.
1. Температура насыщения конденсирующихся веществ меньше температу-
ры газов и температуры поверхности (/. > > /нас). При таком режиме в трубе
исключается конденсация.
2. Температура насыщения конденсирующихся веществ меньше температу-
ры газов, но больше температуры стенки (tr > tmc > /ст). Образование конденса-
та будет происходить на поверхности.
3. Температура насыщения конденсирующихся веществ больше температу-
ры стенки и температуры газов (?нас > tr > /ст). Конденсация при таких парамет-
рах будет происходить в объеме дымовых газов.
В зависимости от этих условий для первого случая расчет массообмена не
производится, для второго — производится определение потока конденсата
по поверхности за счет диффузии. Для третьего случая количество конденса-
та, образующегося на поверхности, определяется суммарно за счет концент-
рационной диффузии и инерционного осаждения капелек тумана с частицами
золы.
Диффузия газов через неплотности футеровки к стволу трубы вызывается
как разностью концентраций, так и возможным избыточным давлением на от-
дельных участках трубы по высоте. Учитывая, что в дымовых газах содержа-
ние паров влаги достигает иногда 20-25 % по объему и превышает на порядок
их содержание в воздухе, вследствие разницы парциальных давлений они про-
никают из полости трубы в стены ствола, принося с собой конденсат.
Конденсат при малой его жесткости, без примесей кислот и сульфатов, на-
пример, при газообразном топливе или при мокрой очистке дымовых газов,
вызывает коррозию первого вида — выщелачивание свободной извести из це-
ментного камня растворов. При выщелачивании из цементного камня 30—40 %
свободной извести раствор разрушается.
Ряд дефектов и повреждений в конструкциях кирпичных дымовых труб воз-
никает либо в процессе их сооружения, либо в процессе эксплуатации.
Для кирпичных дымовых труб основное влияние на стойкость конструкций
имеет качество глиняного кирпича, из которого выполнено подавляющее боль-
шинство их стволов (имеются стволы из кислотоупорного кирпича). При по-
падании даже небольшого количества пережженного, трещиноватого или низ-
комарочного кирпича с малой морозостойкостью уже через несколько лет служ-
бы должны появиться местные разрушения (рис. 2.13).
В кирпичной кладке наиболее уязвимым местом потенциально является шов,
ибо прочность раствора всегда меньше прочности кирпича. Швы подвергают-
53
ся разрушению и в результате неодинакового обжатия швов массой вышеле-
жащей кладки в процессе возведения ствола дымовой трубы из-за междусмен-
ных перерывов в работе даже при тщательном ее выполнении, а также воздей-
ствия сульфатной коррозии и увлажнения от конденсации паров воды отходя-
щих газов, которая из-за большого количества пор довольно легко проникает к
внешней поверхности шва (рис. 2.14).
Довольно часто на практике оставляют незаделанными или заделанными
небрежно гнезда от пальцев переставных подмостей, особенно при сооруже-
нии футеровок труб небольших диаметров. Это во многом способствует филь-
трации конденсата на наружную поверхность ствола (рис. 2.15).
И, наконец, при монтаже стяжных колец контроль их натяжения затруднен
ввиду недостаточного количества динамометрических ключей, а малое обжа-
тие ствола трубы способствует появлению вертикальных трещин от термичес-
ких напряжений [2.5].
Опыт эксплуатации показывает, что в большинстве случаев избежать обра-
зования конденсата в дымовых трубах не удается. Особенно это характерно
для котельных при определенных режимах работы (малые нагрузки, неплот-
ность обмуровки газоходов и др.). В настоящее время ситуация усугубилась
засчет использования котлов, работающих в режиме «включен-выключен»,
применения дополнительных экономайзерных устройств для повышения КПД
котлов. Особенно остро стоит проблема защиты кирпичных дымовых труб при
эксплуатации котельных с контактными экономайзерами. При установке кон-
тактных экономайзеров за котлами дымовые газы охлаждаются до 30-50 °C и
частично осушаются со 100-130 г влаги на 1 кг сухих газов до 30-60 г влаги на
1 кг сухих газов, а их температура точки росы снижается с 50-60 до 30-40 °C.
Рис. 2.13. Разрушение кирпичной
кладки ствола трубы в местах по-
падания некачественного кирпича
Рис. 2.14. Разрушения в швах
кладки ствола трубы
Рис. 2.15. Незаделанные гнезда
от пальцев рештовки в футеров-
ке дымовой трубы
54
Однако вероятность конденсации водяных паров на внутренних стенках боро-
вов и дымовой трубы в случае установки контактных экономайзеров больше,
чем в котельных без них. Расчеты показывают, что температура внутренней
поверхности трубы ниже температуры газового потока, т.е. равна или ниже
температуры точки росы. При неполной нагрузке котельной и низкой скорос-
ти дымовых газов перепад между температурой стенки и температурой газо-
вого потока достигает значительной величины, поэтому на внутренней повер-
хности трубы происходит конденсация водяных паров. Отсюда следует, что
при установке в котельных за котлами контактных экономайзеров совершенно
необходимо устройство надежной гидроизоляции по внутренней поверхности
ствола кирпичной дымовой трубы и отводного устройства для конденсата в
нижней части трубы. Для обслуживания вновь проектируемых котельных с
контактными экономайзерами за котлами необходимо предусматривать сталь-
ные дымовые трубы [2.1].
2.6. Эксплуатация металлических труб [2.5]
Спецификой металлических дымовых труб является то, что на их успешную
и долголетнюю службу влияют, в основном, два фактора — коррозия и темпе-
ратура.
В зависимости от условий эксплуатации металлические трубы выполняют
без футеровки и изоляции, с футеровкой, с наружной изоляцией ствола и по
принципу трубы в трубе, когда внутренний газоотводящий ствол находится
внутри другого, несущего ствола из металла, бетона или кирпича.
При обычных условиях работы тепловых агрегатов температура поступаю-
щих в дымовые трубы продуктов сгорания незначительно колеблется в районе
+150 °C, т.е. превышает точку росы.
На основании проведенных замеров перепадов температур в зимних усло-
виях в зависимости от четырех встречающихся типов конструкций подобных
труб (рис. 2.16) установлено, что наиболее предпочтительна конструкция, по-
казанная на рис. 2.16, в, где температуры внутренней и наружной поверхности
металлической стенки отличаются лишь на 13 15 °C, оставаясь выше точки
росы.
При температуре стенки дымовой трубы выше точки росы коррозия практи-
чески отсутствует. При понижении температуры стенки ниже точки росы ско-
рость/коррозии возрастает до момента равновесия между количеством обра-
зующейся серной кислоты, и серной кислоты, реагирующей со стенкой. В этом
случае наблюдается наибольшая скорость коррозии. После этого количество
образовавшейся росы не влияет на процесс взаимодействия серной кислоты
со стенкой и скорость процесса зависит от концентрации серной кислоты, яв-
ляющейся функцией температуры стенки. При постоянной концентрации ско-
55
Рис. 2.16. Перепады температур в стенах металлических труб: а — труба без изоляции; б — труба с
футеровкой из торкретбетона; в — труба с наружной изоляцией; г — труба с воздушной прослойкой
между стволом и наружным кожухом; 1 — металлическая стенка трубы; 2 — торкретбетон; 3 —
теплоизоляция; 4 — металлический кожух; 5 — воздушная прослойка
рость коррозии при повышении температуры увеличивается, при понижении
— уменьшается.
Ниже точки росы существует безопасный от коррозии интервал температур,
верхняя граница которого соответствует концентрации серной кислоты 70-
80 % и температуре 100-105 °C для всех видов топлива. При этом скорость
коррозии составляет 0,15-0,2 мм в год.
Чтобы компенсировать коррозионные разрушения стали, толщину ствола сво-
бодностоящих металлических труб, принимают обычно больше на 3-4 мм от-
носительно расчетной.
Нижнюю границу температуры безопасного интервала с концентрацией кис-
лоты в пленке росы 56 % предлагается определить по графику на рис. 2.17, где
кружками отмечены точки росы, а для видов топлива, не указанных в графике,
— по приближенной формуле
t = t + 20 °C,
где Гк — температура конденсации чистых водяных паров дымовых газов, оп-
ределяемая по их парциальному давлению.
Исходя из изложенного, конструкцию стен труб проектируют с защитой теп-
лоизоляцией или торкретбетоном, при этом толщину защитного слоя необхо-
димо назначать с таким расчетом, чтобы в зимнее время при минимальной
среднесуточной температуре воздуха температура внутренней поверхности
стенки не снижалась ниже точки росы дымовых газов. При невозможности
выполнения этого условия необходимо подобрать такую изоляцию, чтобы тем-
56
Рис. 2.17. Зависимость концентрации серной кис-
лоты от температуры дфмовых газов различных ти-
пов: 1 — торф; 2 — подмосковный уголь; 3 — ма-
зут и сушонка подмосковного угля; 4 — кизеловс-
кий уголь и промпродукт; 5 — тощий уголь
пература стенки дымовых труб находи-
лась в безопасном интервале с некото-
рым отступлением от его границ.
Проектные решения, основанные на
изложенных выше выводах, успешно
применяются и при конструировании
металлических дымовых труб типа
«труба в трубе», когда внутри несуще-
го ствола, воспринимающего все вне-
шние нагрузки, располагают внутрен-
ний ствол меньшего диаметра, который
в большинстве случаев также свобод-
ностоящий, но связан с несущим шарнирно-пружинными тягами, которые, во-
первых, уменьшают энергию колебаний в системе двух стволов, а во-вторых,
не препятствуют их индивидуальному температурному расширению в верти-
кальном направлении.
В настоящее время в эксплуатации находится значительное количество ме-
таллических дымовых труб, изгибающие моменты которых под действием
ветровых нагрузок воспринимаются растяжками, которые прикрепляют к коль-
цам, смонтированным на стволе (рис. 2.18).
В этом случае ветровое давление на ствол составляет
Р = 0,015-2/ЗПЯ= 0,01£)Я. (2.4)
Натяжение наветренной растяжки
S = 0,005£)Я(Я + A3)/sin а (Л2 + Л3). (2.5)
Ствол дымовой трубы испытывает следующие напряжения: во-первых; от про-
дольного изгиба, вызываемого собственной массой и вертикальной составляю-
щей S2 натяжения растяжки; во-вторых, от изгиба моментом М вследствие вет-
рового давления Р и момента М' вертикальной составляющей натяжения растя-
жек 5. Влияние первого рода нагрузки незначительно и его не учитывают.
Максимальные значения изгибающий момент приобретает в двух сечениях:
У кольца, к которому крепят растяжки, — и в сечении, лежащем на высоте
X от уровня крыши, — М2,
57
Рис. 8.15. Схема
расчета дымовой
трубы, раскреплен-
ной растяжками
^=(й22-й,2)/(й2 + й3).
Таким образом,
= 0,005£)й,2; М2 = М2 + М", (2.6)
где М2 = 0,01.0/8 (h2 + h^)/(h2 + /?3)2[(/г2 + 2й3)2 - hf]; М” =
= 0,0050Я(Н + 2й3)/(й2 + й3) arctg а.
В этом случае усилие на подошву основания дымовой
трубы определяется ее собственной массой.
При нормальной эксплуатации дымовых металлических
труб негативное влияние минимально от температурных
напряжений и атмосферных факторов.
2.7. Список литературы к главе 2
2.1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промыш-
ленные дымовые и вентиляционные трубы: Справочное издание
/ Под ред. Ф.П. Дужих. — М.: Теплотехник. 204. — 464 с.
2.2. Заседателев И.Б., Дужих Ф.П., Шишков И.А. Оптимиза-
ция режимов эксплуатации дымовых труб с противодавлением //
Электрические станции. 1978. № 2. С. 20-23
2.3. РД 153-34.0-21.524—98. Типовая инструкция по эксплуатации металлических ды-
мовых труб энергопредприятий. — М.: СПО ОРГРЭС. 1999. — 32 с.
2.4. РД 153-34.1-21.523-99. Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпич-
ных труб и газоходов на тепловых электростанциях. — М.: СПО ОРГРЭС. 2000. —
70 с.
2.5. Дымовые трубы: Справочное издание / Под ред. М.Н. Ижорина. — М.: Тепло-
техник. 2004. — 496 с.
2.6. Чайка Е.А. Повреждаемость, технологии обследования и ремонта дымовых труб
ТЭС: Учебно-методическое пособие. — М.: ИПК Госслужбы. 2006. — 384 с.
2.7. Рыков А.Н., Жидович О.В., Хасеневич Л.С., Токарский М.С., Цуба А.И. Строи-
тельство, реконструкция и ремонт дымовых труб энергообъектов концерна Белэнерго
// Электрические станции. 2002. № 3. С. 25-30.
2.8. Стриха И.И., Несмиян В.С., Дужих Ф.П. Определение оптимальных режимов
эксплуатации железобетонных дымовых труб // Электрические станции. 1978. № 6.
2.9. СП 13-101-99. Правила надзора, обследования, проведения технического обслу-
живания и ремонта промышленных дымовых и вентиляционных труб. — М.: Гос-
строй России, ГУП ЦПП. 1999. — 22 с.
58
Глава 3.
ПРОБЛЕМЫ НАДЕЖНОСТИ ДЫМОВЫХ ТРУБ
3.1. Существующие положения на примере электроэнергетики [3.1]
На тепловых электростанциях и в тепловых сетях РАО «ЕЭС России» в экс-
плуатации находится более 1500 дымовых труб, из них более 800 труб железо-
бетонных, высотой до 370 м, около 400 труб кирпичных, высотой до 120 м.
Остальные трубы металлические, высотой до 80 м, обслуживающие, в основ-
ном, водогрейные котлы. Железобетонные монолитные трубы обслуживают
более 90% мощности ТЭС, из них более 40% находятся в эксплуатации от 35
до 55 лет, и при ориентировочном эксплуатационном ресурсе 50 лет значи-
тельная часть труб выработала свой ресурс или близка к его исчерпанию.
Систематический контроль за состоянием труб в энергетической отрасли был
организован после 1959 г., когда на Аргаяшской ТЭЦ произошло обрушение
железобетонной дымовой трубы высотой 100 м после ввода ее в эксплуата-
цию в 1954 г. В течение десяти лет, после неоднократных комплексных обсле-
дований более тысячи дымовых труб различных конструкций, фирмой ОРГ-
РЭС были накоплены необходимые данные для разработки отраслевой норма-
тивно-технической документации по эксплуатации, обследованиям, ремонту
и реконструкции труб. Частично этот опыт обобщен в [3.2-3.3]. В отрасли
были созданы специализированные предприятия для обеспечения соответству-
ющих видов деятельности. В энергосистемах были организованы службы, а
на энергопредприятиях введены специалисты по эксплуатации зданий и со-
оружений, включая дымовые трубы, конструкции которых наиболее подвер-
жены неблагоприятному воздействию технологических процессов (см. гл. 1).
ВНИПИ Теплопроект совместно с институтами Минэнерго СССР на базе
полученных эксплуатационных данных и с учетом быстрого роста единичной
мощности вновь вводимых в эксплуатацию энергоблоков, повышения эколо-
гических требований по снижению концентрации выбросов в атмосферу вред-
ностей, содержащихся в дымовых газах, разрабатывались более совершенные
и надежные конструкции дымовых труб. Марка бетона ствола, принятая в пер-
вых проектах равной 150 кг/см2 последовательно повысилась до 200 кг/см2 в
конце пятидесятых годов, затем — до 250-300 кг/см2. Армирование ствола
трубы с 37-45 кг/м3 бетона в 50-х годах в последующих конструкциях труб, в
зависимости от теплового режима, принято на уровне 120-220 кг/м3. Воздуш-
ный зазор между бетоном ствола и футеровкой для снижения температурных
напряжений в бетоне и футеровке начали заполнять минераловатными мата-
ми. Вместо футеровки из обыкновенного глиняного кирпича в семидесятых
Годах, когда многие ТЭС начали переводить на сжигание вместо угля и торфа
59
на мазут, содержащий до 3% серы, были предусмотрены футеровки из кисло-
тоупорного кирпича. Недостаточная газоплотность кирпичных футеровок, при
условии наличия избыточного статического давления в газоотводящем тракте
в высоких трубах, привела к разработке и строительству дымовых труб с вен-
тилируемым зазором между бетоном ствола и футеровкой с системой прину-
дительной вентиляции и подогревом воздуха, подаваемого в зазор. В связи с
неиндустриальным методом возведения кирпичной футеровки, задерживав-
шим ввод в эксплуатацию дымовых труб высотой более 200 м, к 1970 г. были
разработаны проекты двухслойных монолитных железобетонных труб, в ко-
торых взамен теплоизоляции, прижимной стенки, кирпичной футеровки вы-
полнялись монолитная полимербетонная или полимерсиликатная футеровка,
в зависимости от сернистости топлива. Одновременно были разработаны про-
екты железобетонных труб с внутренними металлическими газоотводящими
стволами, до 3-4 стволов в одной железобетонной оболочке, с индивидуальным
подключением энергоблока на отдельный ствол, что увеличивало надежность
работы электростанции и повышало ремонтопригодность дымовой трубы.
К настоящему времени накоплен более чем 30-летний опыт эксплуатации
всех вышеуказанных конструкций труб в условиях как проектного, так и не-
проектного режима их эксплуатации. Отступления от проектного режима экс-
плуатации были обусловлены следующими объективными причинами:
• внедрением на ТЭС все более эффективных систем золоулавливания—мок-
рого способа очистки дымовых газов от золы на ТЭС, работающих на твердых
топливах, что сопровождалось снижением температуры и повышением влаж-
ности дымовых газов и, в результате, ускоренным разрушением футеровки и
бетона ствола трубы, если не выполнялись мероприятия по снижению паро- и
газопроницаемости футеровки;
• постепенное снижение в 60-70-х годах доли сжигаемого твердого топлива
и замена его топочным сернистым мазутом, что сопровождалось более интен-
сивным развитием сульфатной коррозии футеровки, ее «ростом», деформаци-
ей кладки и, в конечном итоге, обрушением. Разрушению в течение 10-15 лет
подвергались как футеровки из обыкновенного глиняного кирпича, так и из
кислотоупорного, в зависимости от близости температуры дымовых газов к
«точке росы»;
• снижение температуры удаляемых дымовых газов за счет большей утили-
зации их тепла, что также приводило к повышению влагонасыщения огражда-
ющих конструкций дымовой трубы и к более интенсивным процессам корро-
зии футеровки, бетона и арматуры ствола трубы;
• подключение к дымовым трубам, обслуживавшим энергетические котлы,
работающих в стабильном режиме пиковых водогрейных котлов, что сопро-
вождалось резким перепадом объема удаляемых газов и ростом температур-
60
ных напряжений в футеровке, результатом которых было повреждение футе-
ровки вертикальными трещинами с раскрытием до 20-50 мм, разрушение ми-
нераловатной теплоизоляции и ухудшение состояния бетона ствола;
• замена с 1985 г. мазутного топлива на многих ТЭС природным газом, что
сопровождалось развитием пустошовки в кладке футеровки, снижением ее
газоплотности и последующей потерей теплозащитных свойств теплоизоля-
ции.
После спада производства с девяностых годов к неблагоприятным факто-
рам, сказывающимся на состоянии дымовых труб, добавились:
- нестабильность тепловых нагрузок, сопровождающаяся нестабильностью
термовлажностного состояния конструкций труб;
- снижение объема удаляемых дымовых газов до 10 %, по сравнению с про-
ектом, из-за отсутствия потребителя или выхода из строя теплосилового обо-
рудования;
- вывод дымовых труб из эксплуатации на длительный срок без осуществ-
ления мероприятий по консервации, что сопровождается ускоренной коррози-
ей футеровок под воздействием атмосферной влаги из-за наличия сульфатов,
накопленных в футеровке за период эксплуатации.
За время эксплуатации более 200 железобетонных труб были усилены желе-
зобетонными обоймами, в основном, из-за появления локальных зон потери
несущей способности ствола трубы. В большинстве случаев потеря несущей
способности монолитных железобетонных стволов труб была связана с де-
фектами строительства и последующим их развитием в период эксплуатации.
В соответствии с применяемой технологией возведения труб в переставной
опалубке, при укладке в бетон каждого последующего пояса бетонирования
высотой 2,5 м, поверхность ранее уложенного бетона должна предварительно
очищаться от цементной пленки, а вновь укладываемый бетон послойно под-
вергаться виброуплотнению. При недостаточном соблюдении указанных тре-
бований, в швах бетонирования остается масса пустот, раковин, а в местах
неплотного прилегания опалубки цементный раствор с мелким заполнителем
вытекает через неплотности, еще больше ухудшая качество бетона в около-
шовной зоне. Последующая заделка швов бетонирования цементно-песчаным
раствором не обеспечивала, из-за усадки раствора, восстановления плотности
шва бетонирования.
Первый случай обрушения железобетонной трубы высотой 100 м на ТЭС по
этой причине произошел в 1959 г. — через 5 лет после ввода ее в эксплуата-
цию. Во втором случае обрушения дымовой трубы высотой 100 м в 1996 г.,
основной причиной являлся также брак строительства — низкое качество бе-
тона ствола трубы. Практически во всех дымовых трубах после 30-40 лет эк-
сплуатации отмечается снижение прочности бетона до 30-50 % верхней части
61
ствола трубы, наиболее подверженной воздействию внутренней и внешней
среды. Десятки труб при таком состоянии бетона были усилены железобетон-
ными обоймами или частично демонтированы до отметок, где бетон сохранил
достаточную прочность, и восстановлены заново до проектных отметок. В
последнее десятилетие наиболее частым вариантом является установка в та-
ких трубах внутреннего самонесущего металлического газоотводящего ство-
ла, обеспечивающего максимальное продление ресурса железобетонного ствола
трубы.
Продлению ресурса железобетонных стволов дымовых труб способствова-
ла своевременная полная или частичная замена кирпичных футеровок, ока-
завшихся в неисправном, неработоспособном состоянии. Если по уровню тем-
пературных напряжений в бетоне для армирования ствола достаточно замены
кирпичной футеровки и теплоизоляции монолитной футеровкой, то все боль-
шее предпочтение отдается последнему варианту реконструкции трубы, так
как газоплотность монолитной футеровки значительно выше газоплотности
кирпичной футеровки и железобетонный ствол трубы будет менее подвержен
воздействию парогазовой среды. Если футеровка трубы имеет значительный
износ, но находится в ремонтопригодном состоянии, то в качестве достаточно
эффективного решения с 2001 г. принимается технология нанесения на повер-
хность футеровки фибробетона толщиной 10-20 мм на основе сухих смесей
3MAKO-S88C. Данное покрытие обладает значительно более высокой долго-
вечностью и работоспособностью по сравнению с ранее применяемыми торк-
ретбетоном при работе котлов на природном газе и малосернистом угле.
Ожидаемая высокая надежность и долговечность дымовых труб, имеющих
вентилируемый зазор, за счет отсутствия диффузии и фильтрации дымовых
газов через кирпичную футеровку к тепловой изоляции и бетону ствола, на
практике не подтвердилась. Из сотни труб с вентилируемым зазором, имею-
щихся на ТЭС, более чем в 70 трубах система принудительной вентиляции
находится в неработоспособном состоянии или не была смонтирована. Пола-
гаясь на соблюдение режима эксплуатации трубы и системы вентиляции, при
строительстве труб строители на многих объектах отказались, согласовав с
автором проекта, от теплоизоляции и прижимной кирпичной стенки в верх-
ней половине стволов труб. В результате указанных отклонений от проекта,
через несколько лет эксплуатации в футеровке из-за высоких температурных
напряжений появились вертикальные трещины с раскрытием до 50 мм и бо-
лее, наружная поверхность железобетонных стволов в холодный период стала
подвергаться размораживанию и выщелачиванию конденсатом дымовых га-
зов. Так как к таким трубам подключены энергоблоки до 1000 и более МВт
мощности, то отключение котлов для ремонта или замены футеровки связано
с длительным многомесячным простоем оборудования, потери объекта от про-
стоя многократно превышают затраты на ремонт или реконструкцию трубы.
62
Наиболее эффективным способом восстановления надежности труб с вен-
тилируемым зазором без останова оборудования является восстановление теп-
лоизоляции в вентилируемом зазоре методом засыпки через пробуренные в
стенке ствола отверстия сухой сыпучей теплоизоляционной смеси. Внедрение
такого способа теплоизоляции трубы выполняются с 1993 г. по разработкам
ЗАО «Союзтеплострой». К настоящему времени теплоизоляция труб с запол-
нением зазора смесью вермикулита выполнена на Сургутской ГРЭС-2, Тю-
менской ТЭЦ, Астраханской ТЭЦ-2, Печорской ГРЭС, ТЭЦ-27 Мосэнерго и
ряде других объектов. Во всех случаях получен положительный эффект. Ана-
логичным способом восстановлена теплоизоляция на нескольких десятках труб,
без вентиляции зазора, где теплоизоляция из минераловатных матов по проек-
ту не предусматривалась, или за время эксплуатации была разрушена под воз-
действием парогазовой среды и конденсата дымовых газов.
Следует отметить высокую надежность дымовых труб высотой до 370 м с
монолитной полимербетонной и полимерсиликатной футеровкой. Выявлен-
ные на нескольких объектах повреждения футеровок были вызваны отступле-
нием от проекта или дефектами строительства. На одной ТЭЦ дымовая труба
высотой 250 м, имеющая по проекту полимербетонную футеровку для усло-
вий удаления дымовых газов от котлов, работающих на несернистом топливе,
после ввода в эксплуатацию обслуживает котлы, работающие только на мазу-
те, т.е. на сернистом топливе. Полимербетонная футеровка до защиты ее по-
верхности герметиком «ГЭКОС» разрушалась со скоростью 1-1,5 см в год,
что вполне закономерно. На Омской ТЭЦ-5 было обнаружено разрушение по-
лимерсиликатбетонной футеровки площадью до 40 м2 ниже чугунного колпа-
ка практически на всю толщину у колпака на части периметра трубы со сторо-
ны зимней «розы ветров» и уменьшением разрушений практически до нуля на
удалении на пять метров ниже колпака. На остальной части периметра трубы
и ниже указанной локальной зоны коррозионный износ футеровки отсутству-
ет. Причиной данного повреждения полимерсиликатной футеровки является
наличие незаполненных полостей под звеньями чугунного колпака, что созда-
вало условия для образования конденсата дымовых газов, насыщающего по-
том верхний участок футеровки.
На нескольких трубах было отмечено наличие горизонтальных трещин рас-
крытием до 5 мм в монолитной футеровке, которые, по всей вероятности, по-
явились вследствие нарушения технологии бетонирования футеровки.
В последние годы на нескольких объектах при замене кирпичных футеровок
на монолитные, из-за отсутствия смолы АЦФ были применены не полимербе-
тонные, а керамзитобетонные футеровки с добавкой суперпластификаторов,
повышающих плотность, паронепроницаемость, а следовательно, в какой-то
мере, и кислотостойкость футеровки. Степень надежности таких футеровок
будет зависеть от кремнийорганического покрытия внутренней поверхности
63
футеровки, предусмотренного дополнительно для повышения газоплотности
керамзитобетона. Весьма эффективным в этом отношении является защитное
полимерное покрытие на основе применения паст ГЭК-1 и ПЭК-1, обладаю-
щее термостойкостью до 270 °C, высокой коррозионностойкостью, трещино-
стойкостью, адгезией к бетону, кирпичу и металлу. Опыт применения с 2001 г.
этого покрытия на кирпичных футеровках и для защиты внутренней поверх-
ности металлических газоотводящих стволов на нескольких трубах подтвер-
дил экономическую целесообразность такой защиты, учитывая его более вы-
сокую надежность и долговечность по сравнению с ранее применяемыми ма-
териалами.
Дымовые трубы конструкции «труба в трубе» с железобетонной оболочкой
и внутренними металлическими газоотводящими стволами, как показал 35-
летний опыт их эксплуатации, оказались достаточно надежными при работе
котлов на мазутном топливе. Для снижения коррозионного износа при любых
режимах эксплуатации, внутренние стволы были защищены теплоизоляцией
с наружной стороны, кроме того, было предусмотрено применение для ство-
лов низколегированных сталей 10ХНДП, 10ХСНД, 15ХСНД, 09Г2С и других
марок с запасом на коррозию от 2 до 5 мм, а для оголовков стволов — высоко-
легированная сталь ЭИ-943.
При общем коррозионном износе стволов, по многолетним данным обсле-
дований, равном 0,02-0,08 мм/год были выявлены локальные зоны до 5% об-
щей площади с более интенсивным коррозионным износом до 0,5-1,0 мм/год
(оголовков стволов) вследствие электрохимической коррозии, до 0,4 мм/год в
местах подвесок, горизонтальных упоров, неисправных уплотнений компен-
саторов, в местах ввода газоходов, при неисправном примыкании и теплоизо-
ляции последних. При своевременном устранении отмеченных неисправнос-
тей срок службы металлических стволов превысит 50 лет.
Ежегодно в отрасли ремонтируется более 100 дымовых труб. Наиболее зат-
ратными работами являются работы по реконструкции железобетонных ды-
мовых труб, связанные с установкой внутренних металлических газоотводя-
щих стволов. Ежегодно такие работы выполняются на нескольких трубах, при
стоимости реконструкции одной трубы высотой 100-180 м до 100 млн. руб.
Ресурс железобетонных стволов дымовых труб на ТЭС должен быть не ме-
нее двукратного ресурса обслуживаемого основного теплосилового оборудо-
вания, который ориентировочно равен 30-35 годам. Ремонт и замена футеро-
вок, теплоизоляции, усиления и реконструкции дымовых труб ТЭС должны
быть поэтому ориентированы на обеспечение указанного срока службы ство-
лов дымовых труб, находящихся длительное время в эксплуатации. Исходя из
этого, первостепенное значение приобретает качество экспертизы промыш-
ленной безопасности дымовых труб, от которого зависит разработка последу-
64
ющих технических решений и проектов по обеспечению эксплуатационной
надежности и промышленной безопасности труб [3.1].
Проблемы надежности дымовых труб активно обсуждаются в нашей стра-
не, см., например, [3.26-3.28].
При этом в [3.26] отмечается, что дымовые трубы начинают разрушаться с
оголовков. Причина — окутывание их дымовыми газами при сильном ветре.
Чем сильнее ветер, тем ниже у трубы так называемые инверсные «флаги» или
«бороды». Например, для предотвращения разрушения оголовков дымовых
труб, на некоторых из них верхнюю часть обшивают титановым листом [3.29],
верхние площадки и лестницы выполняют из титанового профиля. К сожале-
нию, титан разрушается под действием электролитического уноса.
Эту проблему можно решать путем разработки новых конструкций дымо-
вых труб. Если легкий газоотводящий ствол сделать выше несущего ствола на
несколько десятков метров, поскольку центр подвески газоотводящего ствола
расположен значительно выше его центра тяжести, то будет предотвращено
инверсное окутывание дымовыми газами верхней части несущего ствола ды-
мовой трубы. Верхнюю часть газоотводящего ствола целесообразно выпол-
нять в виде аэродинамической решетки, которая позволит использовать энер-
гию набегающего потока ветра для увеличения тяги трубы и высоты выброса
газов, что также улучшит экологическую ситуацию вокруг промышленных
предприятий.
Но это требует во многом освоения принципиально новых разработок, зна-
чительного времени на их освоение. Достаточно убедительно показаны все
сложности освоения новых разработок по дымовым трубам в [3.4, 3.29].
Так, по итогам технического обслуживания и ремонта дымовых труб энер-
гообъектов Белэнерго [3.4] предлагается разработать ряд дополнительных до-
кументов:
• закончить разработку аналитических средств определения ожидаемого и
использованного ресурса дымовых труб и газоходов по критериям коррозии и
прочности;
• выполнить НИР по изучению коррозионной устойчивости перспективных
строительных материалов «Кальматрон» и «ГЭКОС»;
• разработать рекомендации по выбору оптимальных конструкций фунда-
ментов под дымовые трубы;
• разработать рекомендации по выбору оптимальных конструкций времен-
ных дымовых труб;
• обобщить современные ремонтные технологии и выбор материалов для ре-
монтных работ и газоходов.
Там же [3.4] приведены выводы, аналогичные сделанным в [3.1]:
65
- дымовые трубы с вентзазором нельзя считать трубами повышенной на-
дежности;
- двухслойные трубы с монолитной футеровкой из полимерсиликатбетона
не приспособлены к работе в резко переменном режиме работы котлов с пони-
женными нагрузками;
- для ремонта железобетонных оболочек труб перспективными материала-
ми после дополнительных испытаний могут быть разработанные в РФ «Каль-
матрон», «ГЭКОС» и др.
3.2. Повышение газоплотности и коррозионной стойкости
газоотводящих труб методом управляемых золовых отложений
Обеспечение надежности и долговечности работы газоотводящих труб не-
просто в решении из-за сложных условий эксплуатации (химическая агрес-
сивность температура отводимых газов с внутренней стороны до 200 °C и воз-
действие климатических условий с внешней стороны трубы) [3.5].
Анализируя опыт Мосэнерго, проведенных осмотров и ремонтов газоотво-
дящих труб, следует отметить, что большинство разрушений происходило из-
за недостаточной коррозионной стойкости и газоплотности футеровок дымо-
вых труб. В основном ремонта требовали трубы, отводящие дымовые газы
после сжигания высокосернистого мазута. Два характерных примера разру-
шений футеровки дымовых труб приводятся далее.
Вторая труба ТЭЦ-23 высотой 120 м и диаметром устья 7,0 м представляет
железобетонный ствол с прижимной футеровкой из кислотоупорного кирпича
на цементном растворе и теплоизоляцией из шлаковаты. Труба отводит дымо-
вые газы от двух энергетических газомазутных (ТГМ-96) котлов и двух водо-
грейных котлов (ПТВМ-180). Температура дымовых газов на входе в трубу
130-170 °C, в результате обследования установлены дефекты футеровки: на-
личие выпуклостей и впадин, существенный “рост” футеровки, падение кир-
пичей, наличие трещин. Глубина коррозии раствора кладки достигла 40 мм, в
то время как кирпич фактически не пострадал. Футеровка находилась в ава-
рийном состоянии и требовала замены на 50 %. Был произведен ремонт тру-
бы, стоимость которого составила 96,6 тыс. руб.
Труба ТЭЦ-21 высотой 120 м и диаметром устья 7,0 м построена в 1968 г.
Конструкция трубы отличается от конструкции второй трубы ТЭЦ-23 тем, что
между стволом и футеровкой из кислотоупорного кирпича на цементном ра-
створе имеется вентилируемый воздушный зазор, в который поступает воздух
без подогрева, под действием естественной тяги. В качестве антикоррозион-
ного материала применялся торкрет, который наносился с помощью торкрет-
пушки на внутреннюю поверхность футеровки. Труба эксплуатировалась при-
мерно в таких же условиях, к 1976 г. торкрет полностью обрушился, кислот-
66
ной коррозии подвергся кирпич на глубину до 10 мм, а раствор на глубину 50-
60 мм.
Наблюдался заметный “рост” футеровки, который вызвал возникновение
множества вертикальных и горизонтальных трещин шириной раскрытия до
40 мм. Расширение футеровки и, как следствие, образование выпуклостей и
впадин привело к значительному уменьшению воздушного зазора между ство-
лом и футеровкой. На основании рекомендаций МЭИ футеровка была замене-
на.
Приведенные случаи капитальных ремонтов газоотводящих труб с заменой
футеровки нечасты в практике эксплуатации станций Мосэнерго, однако при-
чины, вызвавшие эти ремонты, характерны для большинства железобетонных
газоотводящих труб.
Механизм разрушения в обоих случаях одинаков и схематично представля-
ется следующим образом. Агрессивные дымовые газы, содержащие сернис-
тый ангидрид, водяные и сернокислотные пары и их сконденсированные кап-
ли, проходя в газоотводящем стволе, вступают в тепло- и массообмен с повер-
хностью футеровки. При температуре поверхности футеровки ниже точки росы
дымовых газов происходит конденсация прежде всего сернокислотных паров
(термодинамическая точка росы их достигает 150 °C). Образовавшаяся серная
кислота вступает в реакцию, а непрореагировавшая часть ее под действием
капиллярного и термоградиентного потенциалов в жидкой фазе проникает в
глубь футеровки, все виды материалов которой относятся к капиллярно-пори-
стым.
При температуре поверхности футеровки выше точки росы и отсутствии
конденсации на поверхности коррозия футеровки тем не менее не исключает-
ся. В этом случае перенос внутри пористого тела может происходить на моле-
кулярном уровне в виде диффузии газа и на молярном уровне в виде фильтра-
ции при избыточном давлении газов. Так как температура по толщине футе-
ровки понижается, то газы, проходя внутри ее, достигают той зоны, в которой
возможна их конденсация. Дальнейший ход процессов аналогичен рассмот-
ренному ранее.
Согласно изложенному механизму можно объяснить причины, вызвавшие раз-
рушение газоотводящих труб на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-23. Так как обе трубы работали
под разрежением, фильтрационный массоперенос газовой среды исключался;
однако поскольку расчетная температура поверхности футеровки в эксплуата-
ционном режиме была, как правило, ниже 130 °C, конденсация ла ней паров
серной кислоты могла иметь место. Причиной дополнительного понижения тем-
пературы поверхности футеровки на ТЭЦ-21 явилось недопустимое в данном
случае устройство вентилируемого холодным воздухом зазора. Сконденсиро-
ванная серная кислота вступала в реакцию с материалом швов кладки — ра-
створом на клинкерном цементе, а непрореагировавшая ее часть и од действием
67
термовлагопроводности поступала в глубь кладки, в основном, по ее швам. На
второй трубе ТЭЦ-23 этот процесс интенсифицировался из-за некачественного
выполнения кладки. Сконденсированная серная кислота взаимодействует прежде
всего с гидратом оксида кальция, образуя сульфат кальция:
Са(ОН)2 + H2SO4 -э CaSO4 + 2Н2О.
Процесс образования в швах кладки сульфата кальция вначале сопровожда-
ется ее уплотнением, так как к CaSO4 присоединяются две молекулы воды,
увеличивающие объем твердой фазы, что и приводит к росту футеровки. Пос-
ле накопления в растворе кладки большого количества гипса в стенах пор и
капилляров возникают значительные внутренние напряжения и появляются
трещины, которые приводят к аварийному состоянию футеровки. Наблюдав-
шиеся разрушения на других газоотводящих трубах, требующие проведения
мелких ремонтов и восстановительных работ, как правило, вызваны теми же
причинами, что и для двух ранее описанных случаев. Поэтому вопросы повы-
шения надежности и долговечности труб, непосредственно связанные с газо-
плотностью и коррозионной стойкостью футеровки, в настоящее время доста-
точно актуальны.
В этой связи интересен вопрос влияния на газоплотность, коррозионную
стойкость футеровки и работу газоотводящей трубы в целом, наличия золо-
вых отложений, которые, как показывают результаты обследовании, имеют
место в некоторых трубах.
Можно выделить плотные, липкие и сыпучие отложения.
Наиболее часто встречаются сыпучие отложения. Такие отложения наблю-
дались в пятой трубе ТЭЦ-22, во второй трубе ТЭЦ-12, во второй трубе ТЭЦ-
16 РЭУ Мосэнерго и др. Все указанные электростанции работают на смеси
кузнецкого и донецкого углей. Внутренняя поверхность труб вся покрыта сло-
ем золы уноса до 10 мм, реже до 20 мм. Цвет золы светло-серый, зола сухая.
Под золой — кирпич без видимых изменений, прочный, без следов сульфатов.
Сыпучие отложения для указанных случаев образуются только за счет сил ад-
гезии, а толщина их зависит в основном от скорости газов, фракционного со-
става золы и шероховатости поверхности футеровки. Химического взаимодей-
ствия между частицами золы и материалом футеровки, а также частиц золы
между собой не происходит.
Липкие или влажные отложения образуются в газоотводящем стволе при
работе котла на мазуте при достаточно низких (ниже точки росы) температу-
рах. В дальнейшем при повышении температуры до 100-170 °C отложения
остаются влажными. Липкие отложения обычно черного цвета и достигают
значительной толщины. Так, вторая труба Новорязанской ТЭЦ покрыта слоем
золы толщиной до 20 мм, причем на слезниковых поясах отложения достига-
68
ют высоты 20-30 см. Такие эоловые отложения чрезвычайно агрессивны, кир-
пич под ними сульфатизирован и легко разрушается.
Наиболее интересны с точки зрения увеличения коррозионной стойкости и
газоплотности футеровки плотные золовые отложения, характерные для труб
электростанций, работающих на эстонских сланцах. Однако и в трубах неко-
торых электростанций Мосэнерго отмечены эти отложения. Это — вторая труба
ТЭЦ-И, третья труба ТЭЦ-12, первая труба ТЭЦ-20, первая труба ГРЭС-5.
Плотные отложения имеют светло-серый или светло-желтый (при работе на
торфе) цвет, плотно сцеплены с кирпичом и представляют собой однородную
массу, похожую на затвердевший гипс. Под слоем отложений футеровка нахо-
дится в хорошем состоянии, имеется незначительный слой прокорродировав-
шей футеровки толщиной не более 1 см. Последовательно проведенные (через
5 лет) обследования первой трубы ТЭЦ-16 показали, что коррозия с течением
времени не прогрессирует, и толщина слоя сульфатов остается той же.
Исследованиями ВНИПИ Теплопроект показано, что плотные золовые от-
ложения существенно увеличивают газоплотность и коррозионную стойкость
футеровки, повышая долговечность трубы. При этом механизм образования
плотных золовых отложений представляется следующим. При достижении
температуры точки росы паров серной кислоты образуется ее конденсат, кото-
рый, попадая на футеровку, реагирует с окислами щелочных компонентов золы,
ранее осевшей на футеровку. Так, при реакции оксида кальция СаО с серной
кислотой H2SO4 в присутствии водяных паров при температуре от 100 до 160 °C
образуется полуводный гипс CaSO40,5H9O или при более низкой температуре
двуводный гипс CaSO4-2H,O, твердость которого по Бринеллю равна 2.
Предложенный механизм образования плотных золовых отложений хорошо
согласуется с результатами осмотров газоотводящих труб тепловых электро-
станций Мосэнерго.
Трубы, в которых обнаружены плотные золовые отложения, отводили высо-
коагрессивные дымовые газы от котлов, где некоторое время в году сжигались
твердое топливо и мазут. Так, в первую трубу ТЭЦ-20 выбрасывались дымо-
вые газы от двух пылеугольных котлов, работающих на донецком тощем угле,
и одного котла, работающего часть времени на мазуте. На третьей трубе той
же ТЭЦ-20, отводящей дымовые газы только от пылеугольных котлов, отло-
жения сыпучие. Аналогичные причины образования прочных золовых отло-
жений и на первой трубе ГРЭС-5, отводящей дымовые газы от котлов, сжига-
ющих 55 % фрезерного торфа, 15 % бурого угля и 30 % мазута марки 100. При
осмотре третьей трубы ТЭЦ-12 отмечен слой сухих золовых отложений тол-
щиной 3-5 мм, а под золой — слой прокорродировавшего материала кладки
толщиной 5-10 мм. Ранее электростанция работала на донецком угле марки
АШ, имеющем сернокислотную точку росы 107 °C. Затем осуществлен пере-
69
вод электростанции на донецкий тощий уголь, температура точки росы дымо-
вых газов которого 125 °C, что говорит о более высокой их агрессивности по
сравнению с дымовыми газами АШ. Средняя температура дымовых газов в
трубе в обоих вариантах не выше 125 °C. Можно было бы ожидать усиленного
развития коррозионных процессов, однако этого не произошло. Внутренний
осмотр трубы, проведенный через 5 лет, показал, что слой коррозионных разру-
шений толщиной 5-10 мм сохранился, но в глубь кладки коррозия не распрост-
ранилась. Это свидетельствует о том, что футеровка надежно защищена сплош-
ными плотными золовыми отложениями толщиной до 25 мм. Отложения с тру-
дом счищались с поверхности футеровки с помощью молотка и зубила.
Можно назвать три основные причины, за счет которых плотный слой золо-
вых отложений повышает коррозионную стойкость футеровки.
Во-первых, зола представляет собой щелочную среду, которая, вступая в реак-
цию с агрессивными компонентами дымовых газов, нейтрализует их. Во-вто-
рых, благодаря слою плотных отложений повышается газоплотность и сопро-
тивление массопереносу агрессивных компонентов в глубь футеровки. И, нако-
нец, в-третьих, за счет увеличения толщины золовых отложений создается до-
полнительное термическое сопротивление, что вызывает повышение темпера-
туры поверхности и снижает вероятность конденсации паров серной кислоты.
Приведенные данные подтверждают гипотезу о положительном влиянии
плотных золовых отложений на работу футеровки и открывают перспективы
для сознательного их использования.
Однако при этом необходимо рассмотреть механизм образования, свойства
золовых отложений и их влияние на повышение коррозионной стойкости футе-
ровки газоотводящих труб. Изучение этих факторов проводилось в лаборато-
рии теплофизических исследований ВНИПИ Теплопроект.
Золы тощих углей (количество СаО до 4,8 %) были изучены с различным
содержанием железа (от 3,4 до 18,8 %) и оксида алюминия (от 21 до 27 %), а
также изучены две партии высококальциевых зол углей Канско-Ачинского
месторождения. Химические составы зол отдельных видов углей приведены в
табл. 3.1.
Пробы зол тощих углей, затворенные серной кислотой, в зависимости от
химического состава обнаруживают различия в фазовом составе новообразо-
ваний. При этом минералогический состав исходных зол тощих углей доволь-
но близок. Данные по фазовому составу зол, исходных и обработанных кисло-
той, и данные по прочности приведены в табл. 3.2.
В пробах золы кузнецкого (ТЭЦ-20) и экибастузского углей под действием
серной кислоты образуется безводный сульфат алюминия A12(SO4)3.
Рефлекс на рентгенограмме золы с ТЭЦ-20, обработанной серной кислотой,
позволяет предположить наличие в этом образце небольшого количества
Fe2(so4)3.
70
Химический состав зол отдельных видов углей
at
EI
S
П
ю
св
н
I Химический состав золы, % О 1 ’’5 2,3 4,87 2,2 11,2 4,94 1,0 3,6 0,8
Na2O 0,5 0,7 0,74 0,4 0,7 0,58, 0,3 0,3 0,2
О - $ сч сч 'Л. <4 -=t сч (N —" —" o' o' o'
MgO 1,8 2,4 3,07 1,7 1,6 1,82 1,0 4,4 2,3
СаО 2,5 4,7 6,14 3,7 9,3 3,43 1,0 40,7 23,9
FeO 3,1 7,9 1,79 1,4 0,86 1,9
6 а? 15,8 18,8 10,88 9,2 9,4 19,61 3,4 13,8 8,5
О 24,5 21,4 21,04 22,2 11,8 21,35 27,3 8,2 5,4
О (Л 50,7 47,5 50,52 59,8 55,1 45,88 64,6 26,1 57,8
П.п.п. ” 05 О- О СП о сГ Т ® оГ С'Г in 40 СП СЧ _ ЧО СП °* '
Место отбора пробы золы Зола-унос ТЭЦ- 12 ТЭЦ-22 То же ТЭЦ-11 То же ТЭЦ-20 (с большим недожогом) Отложения на футеровке ТЭЦ-20 Зола-унос с ТЭЦ-20 (с нормальным недожогом) Ермаковская ГРЭС Назаровская ГРЭС Красноярская ГРЭС :ле прокаливания.
Уголь О н -в s 8 « 8- s g ® « « S « >S « 8 ® 2 с s s « s 3 о । И й. S И н а Я 1 я Зия 2о, 5 « й Я й ,Я о. а Э Е п пдг) S ео 5 Q. •
71
Таблица 3.2
Фазовый состав зол исходных и обработанных кислотой
Уголь Фазовый состав золы Прочность, 10'5Па
исходной обработанной H2SO4
Кузнецкий (ТЭЦ-20) а-кварц Муллит Гематит Магиетит Кальцит а-кварц Муллит Сульфат алюминия Следы сульфата железа 19,4
Экибастузский а-кварц Муллит Гематит а-кварц Муллит Сульфат алюминия 2,34
Кузнецкий (ТЭЦ-12) а-кварц Муллит Гематит Кальцит а-кварц Муллит Сульфат железа Следы ангидрида 25,5
Кузнецкий (ТЭЦ-22) а-кварц Муллит Гематит Магнетит Кальцит а-кварц Муллит Сульфат железа Ангидрид 22,7
Канско-ачинский (Назаровского месторождения) а-кварц Гематит Кальцит Ангидрид CaOFeO ^(бСаО-гАЦОзРегОз) Следы а-кварц Ангидрид 30,6
Канско-ачинский (Ирша-Бородинского месторождения) а-кварц Г ематит Кальцит Следы C2S, С3А а-кварц Ангидрид 27,5
При более высоком содержании оксидов железа в золах тощих углей (до 15-
20 %) под действием серной кислоты происходит кристаллизация сульфата
железа. Дериватографический анализ показал наличие эндоэффекта в области
590-610 °C, сопровождающегося потерей веса. Сравнительный анализ дери-
ватограмм и рентгенограмм, анализ проб золы, полученных после съемки на
дериватографе, до 650 °C позволяет отнести этот эндоэффект к разложению
сульфата железа.
Дополнительно в пробах золы тощих углей под действием серной кислоты
образуется небольшое количество ангидрида. Присутствие сульфата алюми-
ния не отмечается, несмотря на значительное количество А12О3 в исходных
золах по данным химического анализа.
Оптические исследования проб золы тощих углей, затворенных серной кис-
лотой, показали наличие пористой мелкозернистой массы, армированной вы-
72
тянутыми (игольчатыми) кристаллами, характеризующимися косым погаса-
нием, относящимся к сульфатам алюминия и железа. Отмечаются также зерна
кварца и темные углистые частицы. Основная масса—сульфаты, которые могут
иметь различную морфологию в зависимости от условий роста (в частности,
от состава жидкой фазы), а также остатки зольных частиц в кремнезернистые
продукты.
В пробах высококальциевых зол Канско-Ачинского бассейна, в отличие от
рассмотренных выше зол тощих углей, под действием серной кислоты проис-
ходит преимущественное образование безводного сульфата кальция. В пробе
золы назаровского угля отмечено также небольшое количество полуводного
гипса.
Для получения дополнительных данных о процессе взаимодействия золы с
серной кислотой назаровская зола была затворена на предметном стекле и пе-
риодически исследовалась под микроскопом; тот же участок образца анализи-
ровался рентгенографическим методом. В первые же часы в затворенном об-
разце обнаружены выкристаллизовавшиеся из раствора мелкие частицы
(1 мкм), относящиеся по результатам рентгенофазового анализа к ангидриду.
По рентгеновским данным, в образце отмечалось также небольшое количе-
ство промежуточной фазы водного сульфата алюминия. Полуводный и дву-
водный гипсы не обнаружены. Со временем наблюдалось уменьшение разме-
ров зольных частиц и увеличение количества продуктов реакции, составляю-
щих мелкозернистую массу, цементирующую остатки зольных частиц.
Для проб золы ирша-бородинского угля, кроме ангидрида, по данным дери-
ватографического анализа, характерно наличие сульфата алюминия, образую-
щегося в рентгеноаморфном состоянии (эндоэффект при 800 °C сопровождался
потерей массы).
Наряду с исследованиями проб золы тощих и высококальциевых углей изу-
чены золовые отложения, взятые с футеровки газоотводящей трубы № 1 ТЭЦ-
20 Мосэнерго, работающей на кузнецком угле, и золовые отложения ирша-
бородинского угля на установке по исследованию механизма образования зо-
ловых отложений. Установлено, что золовые отложения с футеровки трубы
ТЭЦ значительно обогащены оксидом кальция и серой. Если содержание СаО
в золе уноса ТЭЦ-20 составляет 3,7 %, то в золовых отложениях на футеровке
трубы — 9,3 %. Соответственно, кристаллическая фаза образца, в отличие от
образца золовых отложений, полученных в лабораторных условиях, представ-
лена в основном ангидридом. Количество сульфата алюминия, преобладаю-
щего в лабораторных образцах, в золовых отложениях значительно меньше.
На дериватограмме этого образца присутствует эндоэффект при 300 °C, сви-
детельствующий о неполном связывании серной кислоты в натрубных золо-
вых отложениях ТЭЦ-20, и эндоэффект при 780 °C, относящийся к разложе-
нию сульфата алюминия.
73
Кристаллическая фаза новообразований верхнего слоя золового отложения
золы ирша-бородинского угля так же, как и образец из этой золы, полученный
при затворении кислотой в форме, представлена преимущественно ангидри-
дом. В небольшом количестве отмечается полуводный гипс.
Таким образом, фазовый состав новообразований в пробах золы, затворен-
ных серной кислотой, и золовых отложений в значительной мере определяет-
ся их химическим составом. При содержании А12О3 = 21-27 % и Fe2O3 до 9 %
воздействие серной кислоты приводит к образованию преимущественно суль-
фата алюминия. При увеличении содержания Fe2O3 до 16-19 % (при сохране-
нии того же количества А12О3) образуется преимущественно сульфат железа;
при повышенном содержании оксида кальция выкристаллизовывается преиму-
щественно безводный сульфат кальция. Процесс образования сульфата каль-
ция из свободного и химически связанного оксида кальция, как процесс тер-
модинамически наиболее вероятный, протекает, по-видимому, во всех случа-
ях, но при малых содержаниях оксида кальция не идентифицируется рентге-
нографически.
Избирательная сульфатизация компонентов золы под действием серной кис-
лоты может объясняться различием в скорости удаления кислотой катионов
кальция, алюминия, железа из кристаллических и стекловидных фаз. Извест-
но, что механизм действия кислоты на кристаллические силикаты и аморф-
ные стекла и, соответственно, продукты этого взаимодействия, определяется
не только химическим составом фаз, но также и их структурой. Поэтому в
случае зол с их многокомпонентным, сложным минералогическим составом и
неоднородностью в составе и структуре стекловидных фаз, нельзя установить
четкую корреляцию между химическим составом золы и продуктами взаимо-
действия с кислотой.
Кристаллизация сульфатов кальция, алюминия и железа при взаимодействии
зол с серной кислотой обусловливает образование конденсационно-кристал-
лизационной структуры, которая обеспечивает прочность образцов. Прини-
мая за основу вышеуказанный механизм упрочнения образцов, можно, исходя
из полученных данных по фазовому составу и прочности, сделать вывод, что
как CaSO4, так и A12(SO4)3 и Fe2(SO4)3 могут обеспечить достаточно высокую
прочность. Это подтверждается также дополнительными опытами по затворе-
нию кислотой оксидов железа и алюминия.
Полученные образцы, характеризующиеся новообразованиями в виде инди-
видуальных кристаллических фаз сульфата железа и алюминия, имели доста-
точно высокую прочность.
Наряду с механизмом упрочнения образцов, затворенных кислотой, в осно-
ве которого лежит образование конденсационно-кристаллизационной струк-
туры, можно предположить также действие механизма гелеобразования, вно-
сящего вклад в прочность.
74
Известно [3.6], что некоторые минералы, а также стекловидные фазы, в за-
висимости от их химического состава и структуры, при воздействии кислоты
образуют гель кремниевой кислоты. При контакте различных гелевых частиц
кремниевой кислоты между их гидроксильными группами могут завязывать-
ся слабые водородные связи. При высушивании геля вода удаляется, и в ряде
случаев образуются ковалентные связи между отдельными коллоидными час-
тицами, что определяет довольно высокую прочность жесткой пространствен-
ной структуры геля. О существовании гелевой структуры в плотносвязанных
золовых отложениях косвенно может говорить тот факт, что во всех исследо-
ванных образцах золы, обработанных серной кислотой, обнаружено присут-
ствие свободной кремниевой кислоты.
Отмечено отрицательное влияние большого количества несгоревших час-
тиц угля на прочность золовых отложений. Так, например, прочность образца
на основе золы ТЭЦ-20 (п.п.п. = 9 %) составляет 15,6-10+5 Па, тогда как обра-
зец, приготовленный на основе золы той же ТЭЦ, но взятой с котла, работаю-
щего с большим недожогом (п.п.п. = 60 %), рассыпается при небольших на-
грузках.
На основе изложенного механизма образования плотных золовых отложе-
ний проведена классификация зол по их склонности к образованию плотных
золовых отложений сульфатного твердения (табл. 3.3).
При этом золы углей, сжигаемые на ТЭС, разделены на четыре группы.
К первой группе относятся золы, основную роль в структуре образовании
которых под действием серной кислоты играет сульфат железа (золы донецко-
го Т, подмосковного, кузнецкого СС, волынского и других углей). Отложения
из этих зол обладают наибольшей прочностью и защитными свойствами. Хи-
мический состав в этом случае характеризуется повышенным содержанием
оксида железа (Fe2O3 >15 %), умеренным содержанием оксида кальция и маг-
ния (СаО + MgO = 3-е-10 %) и пониженным содержанием оксидов кремния
(SiO2 < 55 %).
Структурообразование второй группы зол определяется сульфатом алюми-
ния в присутствии некоторого количества сульфата кальция (золы кузнецкого
Т, челябинского, донецкого Д, карагандинского и других углей). Прочность и
защитные свойства в этом случае ниже, чем в первом, однако в ряде случаев
являются достаточными для существенного повышения газоплотности и кор-
розионной стойкости дымовой трубы. Химический состав исходной золы ха-
рактеризуется повышенным содержанием оксида алюминия (А12О3 > 20 %),
умеренным содержанием оксида железа (5-15 %) и оксидов кальция и магния
(СаО Н- — 3-5-10 %) и повышенным содержанием оксида кремния
(SiO2 > 55 %).
Третью группу образуют высококальциевые золы (СаО > 20 %), структуро-
образование которых при воздействии серной кислоты определяет сульфат
75
Классификация зол по их склонности к образованию плотных золовых отложений сульфатного твердения
Св
Д’
S
Ч
ю
Наименование сортов угля Донецкий Т, АШ; подмосковный: кузнецкий СС; волынский; райчихинский Кузнецкий Т, Д; челябинский; донецкий Д, Г; карагандинский; печорский;волчанский; ткварчельский; черемховский; азейский Назаровский; ирша-бородинский; березовский; ангренский; боготольский; абанский; итатский; барандатский; эстонский сланец Экибастузский; липовецкнй; ургальский;тавричанский
Предел прочности эоловых отложений при сжатии, МПа (кгс/см2) °. О' °. О °- o' СП 7 7 7 7 77 <7 Sc, s-i 5-
Содержание основных компонентов в исходной золе, % SiO2 й й V"» V"» у у V Т В § К s V Л 2 2 О- Q. О О я я
6 Й Й ж & ° ж & ° S л s v О- Q. О о я я
СаО + MgO 7 7 7 v СП СП л
О гу >15 5-15 Не нормируется <5
Новообразования, определяющие прочность । отложений Сульфат железа, следы сульфата кальция Сульфат алюминия, следы сульфата кальция и железа Сульфат кальция Сульфат алюминия
76
кальция (золы назаровского, ирша-бородинского, березовского и других уг-
лей). В этом случае значительной прочности отложениями не достигается.
Структурообразование четвертой группы зол определяется сульфатом алю-
миния без образования в значительном количестве других сульфатов (зола эки-
бастузского, липовецкого, ургальского и других углей). Прочность и защит-
ные свойства в этом случае незначительны. Этот случай характерен для зол с
повышенным содержанием оксида алюминия (А12О3 > 20 %), пониженным со-
держанием оксида железа (Fe2O3 < 5 %) и оксидов магния и кальция (MgO +
+ СаО < 3 %).
Настоящая классификация охватывает основные сорта углей СССР, и можно
ориентировочно оценивать возможность использования золы того или иного
угля для повышения надежности работы футеровки. Однако, учитывая, что
химический состав летучей золы для определенного топлива изменяется в
довольно широких пределах, перед принятием конкретного решения необхо-
димо в лабораторных условиях предварительно исследовать золу.
Приведенная классификация зол по их склонности к образованию плотных
золовых отложений относится к топливам, золы которых характеризуются суль-
фатным структурообразованием. Однако третья группа топлив, характеризу-
ющаяся повышенным содержанием оксида кальция (более 20 %), может да-
вать более плотные золовые отложения гидратного структурообразования, но
менее коррозионностойкие в сравнении с золовыми отложениями сульфатно-
го структурообразования.
Исследования [3.7] показали, что образование плотных золовых отложений
проходит три этапа. На первом этапе образование первоначального слоя сыпу-
чих отложений определяется скоростью дымовых газов, а также физическими
свойствами золы и шероховатостью поверхности футеровки. На втором этапе
(упрочение первоначальных отложений) должна произойти реакция нейтра-
лизации между щелочными компонентами золы и агрессивными компонента-
ми дымовых газов. При сравнительно низких температурах (100-200 °C), ка-
кие имеют место в газоотводящих трубах, протекание реакции сульфатизации
под воздействием газообразных компонентов (серного ангидрида или паров
серной кислоты) практически невозможно, так как эти реакции протекают
медленно. Поэтому для конденсации паров серной кислоты на поверхности
рыхлых золовых отложений необходимо понизить температуру дымовых га-
зов не менее чем на 5-10 °C ниже температуры точки росы. На третьем этапе
обеспечивается сушка золовых отложений при температуре дымовых газов 150—
180 °C. Положительную роль здесь может сыграть избыточное статическое
Давление.
Исследовалось влияние золовых отложений на защиту футеровки от агрес-
сивных дымовых газов, для чего использовалась летучая зола донецкого то-
щего угля, отобранная из дымовой трубы ТЭЦ-11 Мосэнерго, следующего со-
77
става (масса, %): SiO2 — 51,46; А12О3 — 21,43; Fe2O3 — 18,45; FeO — 2,87;
СаО — 3,34, MgO — 2,53; SO3 — 0,56; K2O — 1,30; Na2O — 0,63; п.п.п. —
13,84%.
Поскольку при эксплуатации дымовых труб в зависимости от вида топлива,
его химического состава, режима горения, температуры отходящих газов на
футеровке возможна конденсация воды или серной кислоты различной кон-
центрации, изучены физико-механические свойства золовых образцов, приго-
товленных из золы, затворенной водой или 30%-ной либо 70%-ной серной
кислотой Изучение таких свойств золовых отложений, как скорость твердения
золовых смесей, плотность, величина адгезии к поверхности, позволяет оце-
нить их защитные свойства.
Скорость процесса твердения золовой смеси (зола-электролит 1:2) изуча-
лась методом измерения емкостно-омических характеристик на приборе Р-568
при частоте тока 1500 Гц. Установлено, что процесс твердения интенсивно
происходит в составе: зола - 70 % H2SO4. Через 1 ч твердения сопротивление
образца этого состава в 3 раза больше, чем составов: зола - 30 % H2SO4 и зола
- вода.
Прилипшие к твердой поверхности (субстрату) золовые отложения (адге-
зив) выполняют экранирующую роль — защищают газоотводящий ствол от
коррозионного воздействия агрессивных газов. По величине адгезии можно
судить о прочности связей между адгезивом и субстратом в зависимости от
границы отрыва и о защитных свойствах золовых отложений. Результаты, по-
лученные при определении адгезии золовых отложений на портландцемент-
ном и кислотоупорном бетонах, а также на кирпиче, приведены в табл. 3.4.
Таким образом, величина адгезии зависит от материала футеровки. Чем боль-
ше адгезия, тем определеннее должны проявляться защитные свойства золо-
вых отложений.
Изучение защитных свойств золовых отложений проводилось на портланд-
цементных образцах (массовые части): портландцемент - песок - вода (1:3:0,4)
и кислотоупорных образцах (массовые части): жидкое стекло - кремнефторид
натрия - диабазовая мука - песок (1:0,12:2,06:2,06). На одной из поверхностей
образцов в специальном стенде были сформированы золовые отложении тол-
Таблица 3.4
Адгезия золовых отложений на портландцементном
и кислотоупорном бетонах и кирпиче
Материал футеровки Адгезия, МПа Вид отрыва
Портландцементами бетон 0,5 Адгезионно-когезионный (адгезив - субстрат, субстрат - субстрат)
Кислотоупорный бетон 0,3 Адгезионный (адгезив - субстрат)
Кирпич 0,9 Когезионный (адгезив - адгезив)
78
щиной 5, 10, 15 мм. В процессе эксперимента отложения постоянно подпиты-
вались 30%-ной серной кислотой, причем кислота подливалась в таком не-
большом количестве, что образование статического давления столба жидко-
сти было полностью исключено. Установлено, что скорость проникновения
кислоты через слой золы обратно пропорциональна толщине слоя. Золовые
отложения толщиной 5 мм и более защищают бетон от разрушения, особенно
в начальный момент воздействия кислоты, замедляя процесс проникновения
кислоты в 2-4 раза.
Для образования плотных золовых отложений в трубе необходимо обеспе-
чить специальные условия, заключающиеся в обеспечении соответствующих
температурных, аэродинамических и тепловлажностных режимов течения га-
зов. Режим, обеспечивающий образование плотных золовых отложений, рас-
пространяется прежде всего на конструкции железобетонных газоотводящих
труб с футеровкой из обыкновенного глиняного кирпича на цементном песча-
ном (не кислотоупорном) растворе, рассчитанных на отвод слабоагрессивных
дымовых газов, образующихся при сжигании твердого топлива (например,
донецкого тощего угля) и при замене этого топлива сернистым мазутом. При
такой замене существенно повышается агрессивность отводимых газов и ве-
роятность интенсификации коррозионных процессов в дымовых трубах. При-
водимые разработки могут быть также применены для труб, отводящих дымо-
вые газы от котлов, часть которых работает на слабоагрессивном твердом топ-
ливе, а остальные — на сернистом мазуте.
Описываемый режим прошел лабораторные, полупромышленные и промыш-
ленные исследования, и внедрен на ТЭЦ-20 и ТЭЦ-16 Мосэнерго, а также на
Молдавской ГРЭС.
Предлагаемый способ защиты в отдельных благоприятных случаях позво-
ляет повысить коррозионную стойкость и газоплотность футеровки без оста-
новки энергетического оборудования и без изменения конструкции труб, т.е.
без замены существующей футеровки кислотостойкой. Защитный слой также
без остановки оборудования может быть при необходимости регенерирован
через 3-5 лет.
Процесс образования плотных золовых отложений состоит из последова-
тельно проводимых этапов:
• образование первоначальных рыхлых золовых отложений (продолжитель-
ность этапа не менее 120 ч);
• упрочнение золовых отложений под действием реакции сульфатизации (не
менее 120 ч);
• сушка золовых отложений и набор ими конечной прочности (не менее 72 ч).
При толщине защитного слоя плотных золовых отложений 5-10 мм газо-
плотность кирпичной кладки возрастает на 30-40 %, коррозионная стойкость
в 2-3 раза, долговечность без регенерации отложений не менее чем на 5 лет.
79
Мероприятия по нанесению отложений рекомендуется проводить при чис-
тых конвективных поверхностях котлов и при наименьшей температуре ухо-
дящих газов.
До внедрения разработанного режима проводится подготовительная работа
и на основании предварительных измерений определяется оптимальный ре-
жим образования плотных золовых отложений.
Следует предусмотреть возможность контроля за динамикой образования
плотных золовых отложений. Для этого необходимо в монтажные проемы на
двух отметках у светофорных площадок установить металлический кожух с
ячейками для закладки образцов кирпича и контрольно-измерительной аппа-
ратуры, обеспечивающей измерение температуры, скорости, статического дав-
лении и точки росы дымовых газов.
Необходимым условием для образования плотных золовых отложений явля-
ется осаждение на стенах труб первоначального сыпучего слоя золы. Для это-
го необходимо поддерживать запыленность потока не менее 2 г/м3. При этом
уголь должен иметь повышенное содержание серы (5р более 2,0 %). Этому тре-
бованию удовлетворяет, например, тощий донецкий уголь, а тощий кузнецкий
уголь по этому показателю непригоден. Повысить агрессивность дымовых газов
можно путем временного сжигания некоторого количества сернистого мазута.
Процесс сульфатизации золы связан с конденсацией паром серной кислоты
на поверхности слоя осевшей сыпучей золы, для чего температура дымовых
газов должна поддерживаться ниже температуры точки росы этих газов как
минимум на 10-15 °C, т.е. в пределах 100-120 °C.
Снижение температуры газов может быть обеспечено за счет снижения на-
грузки подключенных к дымовой трубе котлов, ввода во внешние газоходы
холодного воздуха или распыленной воды.
Сушка золовых отложений и повышение их прочности происходит при тем-
пературе 140-180 °C, т.е. при работе котлов на номинальной нагрузке.
На первом этапе, при образовании первоначальных рыхлых золовых отло-
жений, следует поддерживать такие скорости газового потока в дымовой тру-
бе, при которых обеспечивается наибольшая скорость осаждения золы. Ниж-
няя граница скорости потока ггмин, м/с, определяется из уравнения
, d2
WMHH =0Д----~
vrRe2
где d2 — среднеквадратичный диаметр, находимый из фракционного состава
золы, м; v — вязкость газов, м2/с; Re — число Рейнольдса; рч — плотность
золы, кг/м ; рг — плотность газов, кг/м3.
Верхняя граница скорости потока w = 2,25w
r г макс ’ мин
Расчетная скорость осаждения золы, кг/(м ч), находится по уравнению
80
w, = 2,52ll(w ₽ - w ),
1 ’ ~OV г мин7’
где |1O — запыленность газового потока, г/м3; w.₽ — расчетная скорость газов,
м/с, определяемая по формуле
vrRe2 VPr ’
Скорость дымовых газов, м/с, рассчитывается по формуле
w= VT/F,
где F — площадь живого сечения газоотводящего ствола, м2.
В конических дымовых трубах скорость газов существенно меняется по вы-
соте трубы. Возможность образования равномерных рыхлых золовых отложе-
ний по всему участку осаждения оценивается критерием равномерности
А= H/dj,
где Н. — длина участка осаждения, равная в среднем 3/4 высоты трубы, м; d0 —
диаметр устья трубы, м; i —угол наклона стен трубы, град.
Если А < 0,25, рыхлые золовые отложения можно образовать по всей длине
участка осаждения; если А > 0,25, образование отложений следует произво-
дить отдельно для верхнего и нижнего участков трубы.
Как правило, реальные скорости газов в устье труб ТЭС при работе подклю-
ченных котлов на номинальной нагрузке несколько выше (до 30 м/с). В этом
случае следует уменьшать скорость дымовых газов временным, на 2-3 сут.,
снижением нагрузки отдельных котлов или остановом одного из них.
Второй этап—упрочнение золовых отложений под действием реакции суль-
фатизации, где главной задачей является обеспечение конденсации паров H2SO4
в объеме дымовых газов и осаждение их на футеровку в виде тумана. При
этом оптимальное соотношение осевшей золы и 80%-ной H.SO. составляет
2 4
2:1.
Массовая концентрация тумана, г/м3 (при 80%-ной концентрации серной
кислоты), рассчитывается по формуле
78,51О’[р-р_(Г)]-273
Но - RT1
где р, pJT) — давление паров H2SO4 в начале процесса и насыщенного пара
при конечной температуре Т, Па; R — универсальная газовая постоянная, Дж/
(кмольК).
81
Скорость осаждения кислоты, кг/(см2-ч), рассчитывается аналогично скоро-
сти осаждения золы, так как принято, что вся сконденсировавшаяся кислота
оседает на частички золы. В этом случае
H,S04 H^SO^z р \
w 2 4 = 2,52цп 2 4(и’р - w ),
При расчете и’г₽ и wmhh принимается среднеквадратичный диаметр частичек
летучей золы.
Если температура дымовых газов в трубе выше температуры точки росы,
следует либо поднять агрессивность газов и тем самым повысить температуру
точки росы, либо искусственно снизить температуру дымовых газов. В неко-
торых случаях требуется оба мероприятия проводить одновременно.
Повышение агрессивности дымовых газов достигается путем перевода кот-
лов с малосернистого топлива на сжигание высокосернистого. Так, газомазут-
ные котлы следует перевести на сжигание сернистого или высокосернистого
мазута с температурой точки росы ?тр = 130-5-150 °C, а пылеугольные котлы,
работающие на низкосернистом угле (/ = 60-5-70 °C), перевести на высокосер-
нистый уголь (f = 120-5-125 °C). В некоторых случаях целесообразен перевод
части пылеугольных котлов на сжигание мазута.
Для снижения температуры уходящих газов на 10-20 °C можно снизить на-
грузку подключенных котлов на 30-40 %. Дальнейшее снижение нагрузки и
температуры практически невозможно по условиям устойчивой эксплуатации
котла.
Дополнительного снижения температуры уходящих газов на 7-10 °C можно
добиться путем ввода в подводящие к трубе газоходы некоторого количества
холодного воздуха. Однако воздух, попадая в газоход, существенно увеличи-
вает объем уходящих газов, что ограничивает возможность использования этого
метода для значительного снижения температуры. Воздух следует вводить за
счет разрежения, создаваемого дымососом, через лючки электрофильтров или
газоходов.
Значительное снижение температуры уходящих газов — со 140-150 °C до
100 °C — можно обеспечить принудительной подачей воды в газоход в мелко-
дисперсном состоянии. Главное преимущество этого метода заключается в том,
что (в отличие от ввода холодного воздуха) вводимая вода, испаряясь, не толь-
ко не увеличивает объем отводимых газов, но и несколько снижает его за счет
охлаждения газов. Необходимое количество подаваемой воды зависит от ко-
личества тепла, отнятого водой у дымовых газов, в основном при испарении
капелек. Относительное количество воды (кг воды/кг газов) рассчитывается
по приближенной формуле
gH1° ~ 2422 + 2,6/2 - 5,8/в ’
82
где tx — начальная температура дымовых газов, °C; /2 — конечная температура
дымовых газов, °C; г — температура воды, °C.
Суммарное количество вводимой воды (7в, т/ч, рассчитывается по формуле
Gb = 3’6ЧА2О’
где — масса уходящих газов, кг/с:
G ==Vp.
ух г*г
Распыливание воды можно осуществить через центробежные форсунки.
Количество форсунок п рассчитывается по формуле
и = G /g ,
в ° ср’
где g^ — производительность форсунки, т/ч.
Производительность форсунки не лимитируется, однако диаметр выходного
сопла не должен превышать 6,5-10”3 м, что обеспечивает средний диаметр ка-
пель не выше 0,13 мм. При этом скорость истечения воды из сопла должна
быть не менее 17 м/с, а давление воды в линии должно быть не менее 1,2—
1,5 МПа (12-15 кгс/см2).
Температура воды не играет существенной роли, так как снижение темпера-
туры дымовых газов за счет нагрева капель воды до температуры начала паро-
образования составляет 10-15 % снижения температуры за счет парообразо-
вания. Исходя из вышесказанного, воду можно брать из линии пожаротуше-
ния котла |7в = 50-ь70 °C, р ~ 1,2-ь1,5 МПа (12-15 кгс/см2)].
Подвод воды к газоходам осуществляется по трубам 040-60 мм, от которых
к каждой форсунке подходит труба 020-30 мм. Каждая форсунка имеет инди-
видуальный вентиль. Расход воды изменяется путем включения определенно-
го количества форсунок заданной производительности. Предварительно все
форсунки должны быть оттарированы на воде. Вся система подвода воды дол-
жна быть дренируемой.
Вода должна подаваться на горизонтальном участке газохода за дымососа-
ми, непосредственно перед газоотводящей трубой; следует опасаться стека-
ния некоторого количества воды к дымососам или на под трубы. Для этого
следует обеспечить надежную систему отвода неиспарившейся воды через
дренажные щели, пробиваемые на нижней стенке газохода до и после места
ввода воды. Ввод воды должен находиться на некотором расстоянии от входа в
трубу, чтобы распыленная вода успела испариться до входа в трубу. Длина
участка испарения рассчитывается и зависит от среднего размера капель, ко-
нечной температуры дымовых газов, разности между начальной и конечной
температурами газов, скорости газов в газоходе.
83
Третий этап — сушка золовых отложений. Оптимальная температура суш-
ки золовых отложений находится в пределах 110-180 °C. На ТЭС температура
140-160 °C является обычной для уходящих газов при работе котлов в номи-
нальном режиме, поэтому в этот период не требуется проведения каких-то
специальных мероприятий. Повышение скорости дымовых газов в газоотво-
дящем стволе на данном этапе не ведет к разрушению золовых отложений, так
как после второго этапа отложения достаточно крепко связаны с материалом
футеровки.
За один цикл, состоящий из трех последовательно проводимых этапов, со-
здается слой толщиной приблизительно 5-10 мм. Для увеличения толщины
слоя следует повторить все мероприятия в той же последовательности.
Общая продолжительность мероприятий составляет в среднем 26 сут.
Область применения управляемых золовых отложений распространяется
также для повышения коррозионной стойкости и газоплотности вновь строя-
щихся дымовых труб. Наибольшая эффективность их использования может
быть достигнута в трубах с противодавлением, так как к футеровкам этих труб
предъявляются повышенные требования к газоплотности.
3.3. Оценка надежности газоотводящих труб
с проходным зазором
Газоотводящие трубы с металлическими
газоотводящими стволами (МГС)
Высокие темпы ввода новых энергетических мощностей на тепловых элект-
ростанциях в 70-ые годы потребовали разработки принципиально новых ти-
пов дымовых труб, которые бы обеспечили сокращение трудозатрат и сроков
их возведения, повышения надежности и долговечности.
Железобетонные трубы с внутренними металлическими стволами (МГС)
позволяли решить эту задачу с максимальной эффективностью. В отличие от
кирпичной футеровки, не обеспечивающей защиту железобетонного ствола
от воздействия агрессивных сернистых соединений из-за газопроницаемости
футеровки, металлические стволы, не обладающие таким недостатком, уста-
новленные в одной железобетонной оболочке, позволяют обслуживать 3-4
энергоблока с индивидуальным подключением на отдельный ствол. При вы-
воде из строя одного ствола нет необходимости выводить из работы осталь-
ные энергоблоки, подключенные к другим стволам данной трубы. Увеличива-
ется надежность работы электростанции по сравнению с дымовой трубой с
кирпичной футеровкой, что особенно важно для ТЭЦ. Улучшаются также ус-
ловия для эксплуатационно-ремонтного обслуживания многоствольной тру-
бы в части осмотров, обследования и текущих ремонтов.
84
Ко времени разработки первого проекта дымовой трубы с внутренними ство-
лами имелся научно-технический задел в части защиты металлических ство-
лов от коррозии. Был принят, из-за отсутствия эффективных долговечных ан-
тикоррозионных покрытий, пассивный метод защиты — «тепловая защита» в
виде теплоизоляции наружной поверхности металлического ствола минера-
ловатными плитами. Толщина теплоизоляции принималась из расчета обеспе-
чения разности температур между стенкой ствола и дымовым газом не более
2-3 °C. Предполагалось, что при соблюдении данного условия скорость кор-
розии стали СтЗсп5 не превысит 0,1 мм. Вместе с тем, в первом проекте дымо-
вой трубы с 4-мя МГС для Лукомльской ГРЭС запас на коррозию был принят
равным 6 мм, при нормативной долговечности газоотводящего ствола 25 лет,
т.е. с большим запасом.
В дальнейшем для большинства дымовых труб с МГС предусматривалось
применение сталей 10ХНДП, 10ХСНД, 15ХСНД, 09Г2С12 и др. Для оголов-
ков труб было предложено использовать высоколегированную сталь ЭИ-943
(ОХ23Н28МЗДЗТ), которая применяется для изготовления оборудования и
трубопроводов производства серной кислоты. В дальнейшем для оголовков
применялись и другие марки сталей, близкие по легированию к стали ЭИ-943.
В зависимости от высоты, МГС выполнены самонесущими (до 250 м) и с
подвесными секциями, герметичность ствола в этом случае обеспечивается
компенсаторами. В горизонтальной плоскости ствол относительно железобе-
тонной оболочки фиксируется на уровне опорных площадок горизонтальны-
ми скользящими упорами, не препятствующими вертикальным перемещени-
ям МГС при его тепловом росте. В табл. 3.5 приведены проектные характери-
стики и некоторые эксплуатационные данные 10 дымовых труб, введенных в
эксплуатацию с 1971 по 1987 г. на 8 ТЭС. Далее приводится информация, ка-
сающаяся надежности и причин приведших к снижению надежности только
самих металлических газоотводящих стволов, полученная в результате обсле-
дования их состояния фирмой ОРГРЭС и другими специализированными орга-
низациями (“Спецремэнерго”, “Инжтехремэнерго”, ИЦ “Союзтеплострой” и
др.) на протяжении последних 25 лет.
Выявлен ряд недостатков проектных решений монтажа МГС и влияния ре-
жима эксплуатации на надежность и долговечность МГС.
Отказ от теплоизоляции оголовков МГС, изготовленных из стали Э-943 ока-
зался ошибочным. Сталь ЭИ-943, коррозионностойкая к раствору серной кис-
лоты выше 75 % концентрации, фактически подверглась воздействию раство-
ра серной кислоты 30 % и меньшей концентрации, выпадающей на внутрен-
ней поверхности оголовка. Износ стенки оголовка на дымовой трубе Ново-
Стерлитамакской ТЭЦ, ТЭЦ-23 Мосэнерго достигал 0,5-1,0 мм/год как по сва-
рочным швам, так и по всей поверхности оголовка в виде образования локаль-
85
Проектные н эксплуатационны
№ п/п Наименование, характеристики Лукомльская ГРЭС Костромская ГРЭС ТЭЦ-25 Мосэнерго
Труба № 3 Труба № 2 Труба № 1 Труба № 2
1 Год ввода в эксплуатацию 1973 1971-1973 1974-1979 1980-1986
2 Высота трубы (МГС), м 255,73 255,73 180,0 180,0
3 Количество МГС 4 4 4 4
4 Диаметр МГС, м 4,5 4,5 4,5 4,5
5 Наличие диффузора, до, м
6 Марка стали:
МГС-1 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 юхндп ЮХНДП
МГС-2 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 юхндп
МГС-3 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 ЮХНДП юхндп
МГС-4 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 15ХСНД
оголовка ВСтЗсп5 ЭИ-943 № 1,4 ЮХНДП №2,3 ЭИ-932 № 1,2 ЭИ-448 № 3,4
7 Толщина стенки МГС, мм 16 низ 10 верх 16 низ 10 верх 10 8 до 8,5 м 6 — выше
8 Толщина оголовка, мм 10 10 12—№2,3 6
9 Наличие компенсаторов, отм., м — — 85,0 85,0
10 Запас на коррозию, мм 6 5 МГС-1 —4 МГС-2 — 6 МГС-3 — 2 МГС-4 — 2
11 Скорость коррозии МГС, мм/год 0,02 0,02-0,08 0,02-0,08
12 Скорость коррозии оголовка, мм/год До 1,0-1,5 1,0-1,5 До 0,5
13 Вид топлива Мазут Мазут, газ Мазут, газ Мазут, газ
14 Температура удаляемых дымовых газов, °C >160 155 120-150 120-150
86
Таблица 3.5
данные МГС дымовых труб ТЭС
ТЭЦ-23 Мосэнерго ТЭЦ-26 Мосэнерго Ново- Стерлитамаксая ТЭЦ Киришская ГРЭС
Труба № 3 Труба № 4 Труба № 1 Труба № 2 Труба № 1 Труба № 4
1975-1977 1981 1979 1987 1979-1980 1983-1986
250,0 250,0 150 150 250 320
4 4 3 3 3 3
4,5— МГС-1,2 4,2 — МГС-3, 4 4,5 6,6 6,6 4,0 —№ 1, 2 5,0 —№3 5,6
7,4 7,4 6,8
ЮХНДП ЮХНДП 09Г2С12 15ХСНД ЮХНДП 10ХСНД
ЮХНДП ЮХНДП 10Г2С1-12 15ХСНД ЮХНДП ЮХНДП
ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 разные 15ХСНД ЮХНДП ЮХНДП
ВСтЗсп5 ВСтЗсп5 — — — —
Х18Н12Г № 1 ЭИ-943 ЭИ-943 Х18ЮГ ЭИ-943
12 низ — № 1, 2 10 верх — № 1,2 10 низ — №3,4 8 верх — №3,4 14 — низ 10 — верх 8-6 12, 10,6 — № 1,2 12,6 — №3 10,6,8 '
10 102,5 102,5 10 137,227
МГС-1, 2 —6 МГС-3, 4 — 2
0,05-0,08 — № 1,2 0,02 —№3,4 0,05 — № 1 0,0-0,08 — №3,4 >0,1 0,4 у компенса- торов 0,02-0,10 0,02-0,08 0,05-0,08 0,5-1,0 локальные зоны
0,5-1,0 Сквозные прогары до 1993 г. ниже оголовка 0,5-1,0 0,8-1,2 0,05-0,08 0,5-1,0 локальные зоны
Мазут, газ Мазут, газ Газ, мазут Г аз, мазут Мазут, газ Мазут, газ
160 150-160 105-175 115-144 148-180 145-164
87
ных сквозных разрушений оголовка. Оголовки были заменены на трубах Вол-
гоградской ТЭЦ-3, Омской ТЭЦ-4, ТЭЦ-23 Мосэнерго, Ново-Стерлитамакс-
кой ТЭЦ и других электростанциях.
После теплоизоляции оголовков был отмечен повышенный коррозионный
износ ствола с образованием сквозных опоясывающих отверстий ниже ого-
ловка из-за сварки сталей с разными электродными потенциалами.
На ряде электростанций эксплуатационным персоналом было обращено вни-
мание на вибрацию подвесных секций газоотводящих стволов, в результате
которой происходила деформация и отрыв направляющих горизонтальных
скользящих упоров и повышенный коррозионный износ ствола со скоростью
до 0,5 мм/год и более по всему периметру ствола, с образованием сквозных
протяженных отверстий (Киришская ГРЭС, ТЭЦ-23, ТЭЦ-26 Мосэнерго и др.).
Измерения вибраций МГС, проведенные фирмой ОРГРЭС на Киришской ГРЭС
и ТЭЦ-23 Мосэнерго показали, что наблюдается частота колебаний 0,5-1,0 Гц
с максимальной амплитудой колебаний на уровне горизонтальных упоров до
3-5 мм. Амплитуда и частота колебаний зависят от массы секции МГС, ее
жесткости, скорости дымовых газов и других факторов, и вызываются аэроди-
намикой газового потока. Колебания МГС наблюдаются и на самонесущих МГС
с аналогичными последствиями. На дымовой трубе аглофабрики г. Темир-Тау
(Казахстан) высотой 250 м один из трех самонесущих МГС был в 1999 г. раз-
рушен на отм. 122,5 м, в месте расположения горизонтальных ребер жесткос-
ти и пояса усиления МГС. После просадки верхней части поврежденного МГС,
при обследовании двух других МГС, был обнаружен коррозионный износ на
той же отметке до 60-80 % сечения стенки по всему периметру стволов.
Коррозионный износ всех трех МГС на всей остальной поверхности в то же
время не превышал 0,2-0,8 мм за весь период эксплуатации.
На Киришской ГРЭС коррозионный износ до появления сквозных отвер-
стий в местах расположения горизонтальных скользящих упоров на отм. 132,
137, 182, 222, 227, 308 и 312 м был обнаружен через 5-10 лет после ввода
стволов в эксплуатацию. Были обнаружены сквозные щелевые отверстия вдоль
закладных крепления подвесок второй и третьей секций. Для предотвращения
обрушения стволов был выполнен ремонт ствола и установка к каждой из 12
существующих подвесок дополнительно по две страхующие подвески. Было
выполнено усиление стволов в объеме более 500 м2 навариванием пластин в
местах недопустимого износа по всему периметру стволов.
Вибрация стволов является одной из причин ускоренного разрушения уп-
лотнений компенсаторов, которые весьма недолговечны и в случае отсутствия
вибраций стволов, как это было отмечено на многих трубах.
Не исключено снижение теплозащитных качеств теплоизоляции из минера-
ловатных матов, из-за нарушения структуры минеральной ваты и ее уплотне-
ния под воздействием динамики стволов. Следует отметить, что на большин-
88
стве труб после ввода в эксплуатацию теплоизоляция отсутствовала на 10-
30 % поверхности МГС и, как правило, в неисправном состоянии находилась
в местах расположения горизонтальных скользящих упоров, поясов усиления,
подвесок, что создавало условия для повышенной коррозии.
На многих железобетонных оболочках монтажные проемы были оставлены
не уплотненными предусмотренными проектом дверьми, что приводило к по-
ступлению холодного воздуха в зимний период в межтрубное пространство,
ухудшению состояния теплоизоляции и деформациям МГС, сопровождавшихся
заклиниванием шпонок в направляющих горизонтальных упорах.
Обследование состояния МГС производилось, за редким исключением, из
межтрубного пространства, в фиксированных местах на уровне площадок из
предположения, что коррозионный износ носит достаточно равномерный ха-
рактер. При фактической скорости коррозии внутренних металлических ство-
лов из сталей ВСтЗсп5, 10ХНДП, 10ХСНД, 15ХСНД и др., составляющей по
многолетним наблюдениям 0,02-0,08 мм, не исключена потеря несущей спо-
собности МГС из-за локальной коррозии, скорость которой может достигать
0,5-1,0 мм в каком-либо сечении ствола. Наличие таких участков, к сожале-
нию, до последнего времени устанавливалась только при появлении сквозных
отверстий, если в этом месте отсутствует или разрушена теплоизоляция. Об-
следование МГС-3 дымовой трубы Киришской ГРЭС, выполненное фирмой
ОРГРЭС в 2003 г. со специальной подвесной площадки, перемещаемой внут-
ри МГС, позволило обнаружить несколько десятков сквозных отверстий пло-
щадью от нескольких квадратных сантиметров до квадратного метра в двух
верхних секциях МГС вне зон, доступных для измерений с наружной сторо-
ны. По периметру сквозных отверстий толщина стенки ствола, с удалением от
края отверстия на 300-400 мм, плавно возрастает до 4-5 мм, характерной для
всей остальной поверхности ствола. Так как данный ствол выполнен из слабо-
легированной стали 10ХСНД, то образование сквозных отверстий может быть
объяснено электрохимической коррозией. В последние годы котлы ГРЭС, под-
ключенные к МГС трубы № 4, работают, в основном, на газовом топливе. При
обследовании ствола в 1996 г. упомянутых сквозных отверстий не было отме-
чено.
В числе факторов, влияющих на неравномерность химической коррозии и
развитие электрохимической коррозии металлических газоотводящих дымо-
вых труб можно назвать тепловые аномалии, которые имеют максимальную
величину по периметру не теплоизолированного участка. Только этим можно
объяснить характер коррозионного износа металлической дымовой трубы из
стали 09Г2С12 высотой 60 м Якутской ТЭЦ, имеющих теплоизоляцию только
до отм. 12м. При проверке коррозионного износа дымовой трубы в 2000 г. при
толщине ствола 11 мм максимальный коррозионный износ до 5-6 мм по пери-
метру ствола отмечен на отм. 12 м, то есть в зоне перехода от теплоизолиро-
89
ванной части ствола к неизолированной части. Ниже и выше отм. 12 м по всей
высоте ствола трубы коррозионный износ составлял 1-1,5 мм.
Вызывает сомнение выбор слаболегированных сталей для металлических
газоотводящих стволов дымовых труб из предположения, что коррозия тепло-
изолированных стволов при работе котлов на мазутном топливе будет менее
значительной по сравнению с коррозией стволов из углеродистой стали. На
Костромской ГРЭС за 20 лет эксплуатации дымовой трубы № 2 с четырьмя
МГС из стали ВСтЗсп5 при работе котлов на мазуте коррозионный износ ство-
лов до отм. 197 м составил 0,1-0,3 мм, т.е. 0,01-0,02 мм/год.
Нужна разработка новых технических решений по уплотнению компенсато-
ров МГС, с учетом реальных эксплуатационных условий. Очевидна необходи-
мость замены в новых конструкциях МГС теплоизоляции из минераловатных
матов на более жесткие теплоизоляционные материалы. На эксплуатируемых
дымовых трубах с МГС для предотвращения коррозионного износа металли-
ческих стволов могут применяться новые разработанные полимерные покры-
тия на внутренней поверхности металла, обладающие кислотостойкостью,
трещиностойкостью, термостойкостью и хорошей адгезией с металлом.
Для предотвращения аварийных ситуаций вследствие потери несущей спо-
собности МГС, из-за локального коррозионного износа целесообразно прово-
дить обследование всех находящихся в эксплуатации МГС с внутренней сто-
роны для получения более полных данных коррозионного износа стволов и
своевременного их усиления.
Газоотводящие трубы с кремнебетонным газоотводящим стволом
Газоотводящие трубы с кремнебетонным газоотводящим стволом были воз-
ведены на ряде тепловых электростанций, работающих на высоко сернистых
углях и мазутах. Считается [3.8,3.9], что кремнебетон является надежным про-
тивокоррозионным материалом, и поэтому подобные трубы надежно будут
работать в случае сжигания высокосернистого мазута и угля в течение полно-
го срока эксплуатации ТЭС.
При сжигании мазута с содержанием серы в топливе до 3,5 % объемная кон-
центрация серного ангидрида в дымовых газах составляет 0,005-0,01 %, а тер-
модинамическая температура насыщения паров серной кислоты достигает
150 °C. Для большинства случаев эксплуатации температура газов в трубе близ-
ка к температуре насыщения паров серной кислоты, и происходит их конден-
сация на внутренней поверхности газоотводящего ствола. Когда же темпера-
тура газов в трубе ниже температуры насыщения, то в дополнение к указанно-
му происходит также конденсация паров серной кислоты в объеме дымовых
газов, и при температуре газов 110-120 °C поток серной кислоты на поверхно-
сти газоотводящего ствола достигает 1-1,5-103 кг/(м2-ч). При этом концентра-
ция конденсата серной кислоты составляет 70-75 %.
90
Дальнейшее влияние образовавшегося конденсата серной кислоты на надеж-
ность трубы определяется свойствами кремнебетона и конструкцией газоот-
водящего ствола.
Кремнебетон, как всякий строительный материал, обладает капиллярной
системой, способной перемещать сконденсированную жидкость внутрь свое-
го тела. Такое перемещение, если оно возможно в кремнебетоне, вызывает
опасение за надежность конструкции дымовой трубы из-за двух причин: если
кремнебетонная плита армирована, то это может привести к коррозии армату-
ры и ослаблению прочности плиты; выход же конденсата на наружную повер-
хность плиты (в межтрубное пространство) может повлечь за собой коррозию
металлоконструкций газоотводящего ствола.
На рис. 3.1 приведены кривые кинетики впитывания и электрической прово-
димости для кремнебетонных образцов, подвергшихся испытанию на дистил-
лированной воде в опытах, проведенных ВНИПИ Теплопроект. Образцы всех
составов между собой практически не отличаются интенсивностью впитыва-
ния — удельный поток влаги изменяется в пределах jm = (1,39^-1,54)10“3 кг/
(м2-ч).
Электрическая проводимость в образцах отмечена как в первой, так и во
второй точках по высоте, т.е. на высоте до 4-5 см. Известно, что проводимость
в обычных бетонных образцах появляется при их увлажнении до 3-14 %, что
соответствует заполнению пор и капилляров материала капиллярной влагой.
На рис. 3.2 представлено изменение влагосодержания по высоте образцов,
из которого видно, что влагосодержание 3-4 % соответствует высоте образцов
от 2 до 4 см.
Таким образом, проведенные измерения электрической проводимости и ана-
лиз послойного влагосодержания показывают, что подъем влаги в кремнебе-
тонных образцах за счет капиллярного потенциала может достигать 4-5 см, а
Рис. 3.1. Кинетика впитывания и электропроводности образцов из кремнебетона при контакте с во-
дой. Здесь и далее первая цифра — номер образца, вторая — номер слоя
91
Влагосодержание, %
Рис. 3.2. Распределение влажности по высо-
те образца при испытании на дистиллирован-
ной воде: 1, 2 — образцы высотой соответ-
ственно би 12 см
Рис. 3.3. Изменение электрической проводи-
мости в слоях кремнебетонных образцов при
контакте с серной кислотой
дальнейший перенос осуществляется в паровой фазе. К этому следует также
добавить, что в образце высотой 120 мм распределение влажности до высоты
50 мм соответствует распределению в образцах высотой 60 мм (уменьшается
от 6 до 1,25 %), а затем остается примерно постоянным (на высоте 7 и 9 см
соответственно 1,27 и 1,30 %) и соответствует сорбционному увлажнению вер-
хней части образцов из окружающего воздуха.
Аналогичные эксперименты на образцах из кремнебетона проведены на сер-
ной кислоте (30 и 70 %). Кроме замеров электропроводности и определении
послойного влагосодержания, в данных экспериментах определялось также
послойное содержание сульфат-иона.
Из рис. 3.3 видно, что электрическая проводимость отмечена почти на два
порядка выше, чем в образцах с водой, что объясняется большей проводимос-
тью серной кислоты.
Характерно, что как электрическая проводимость, так и сульфат-ион обна-
ружены по всей высоте образцов, а так как перенос серной кислоты при тем-
пературе 20 °C в паровой фазе по капиллярам исключался, то их наличие сви-
детельствует о капиллярном переносе на всю высоту образца. Также визуаль-
но отмечено наличие кислоты на верхней поверхности образцов.
Проведенные на стенде испытания, имитирующие условия эксплуатации
кремнебетонной панели с воздействием температуры и агрессивной жидкости
(серной кислоты, образующейся на поверхности при конденсации ее паров)
также показали, что внутри него имеет место перенос жидкости под действи-
ем капиллярных сил и термомассопроводности на всю толщину испытуемой
панели (8 см).
92
Натурные обследования внутренней поверхности газоотводящих стволов
дымовых труб № 2, проведенные на Углегорской и Запорожской ГРЭС и ряде
других ГРЭС со стороны дымовых газов через 6 лет после начала эксплуата-
ции показали, что на многих панелях со стороны дымовых газов имеются ого-
ления закладных деталей, на которых они держатся. Металл арматуры и зак-
ладных деталей подвергался коррозии и разрушался.
Вертикальные и горизонтальные уплотнения, выполненные в виде асбесто-
вых шнуров, обернутых во фторопластовую пленку, деформированы и требо-
вали замены.
Гибкие компенсаторы, устанавливаемые по высоте ствола через каждые 50 м,
служащие для восприятия температурных и иных деформаций, корродирова-
ли частично и разрушены, образовав при этом кольцевые щели больших раз-
меров, через которые непрерывно происходил подсос холодного воздуха из
межтрубного пространства.
Отмечено неудовлетворительное качество изготовления кремнебетонных
панелей (наличие сколов, трещин, недостаточная глубина заложения армату-
ры), а также неудовлетворительное качество монтажных работ (плохое креп-
ление диффузорных панелей, карнизных плит, некачественное выполнение
антикоррозионных работ, вертикальных и горизонтальных уплотнеций и ком-
пенсаторов, отступления от проекта).
После проведения комплекса лабораторных исследований, натурных обсле-
дований и накопления опыта эксплуатации дымовых железобетонных труб с
кремнебетонными газоотводящими стволами представляется возможным сде-
лать заключение об их низкой надежности в условиях отвода высокоагрессив-
ных дымовых газов.
Наряду с неоспоримым преимуществом использования кремнебетонных
панелей для индустриального возведения газоотводящих стволов дымовых труб
следует отметить присущие ему существенные недостатки.
1. Наблюдается неоднородность материала по физико-механическим и теп-
лофизическим свойствам. Прочность, пористость, газоплотность и другие ха-
рактеристики имеют существенное различие в зависимости от условий изго-
товления. Очевидно, процесс изготовления кремнебетонных изделий требует
тщательного соблюдения всех технологических параметров и, судя по резуль-
татом испытанных образцов, не всегда легко выполнимого.
2. Недостатки проектирования, заключающиеся в неудачном выборе конст-
руктивных решений кремнебетонного ствола, также служат причиной неудов-
летворительного состояния некоторых кремнебетонных труб.
Из-за того, что труба собрана из отдельных панелей, а их около 400 шт. для
трубы высотой 320 м, длина уплотнений между стыками кремнебетонных па-
нелей достигает нескольких тысяч метров. При такой протяженности уплот-
93
нений практически невозможно обеспечить необходимую газоплотность, в
результате чего имеется подсос воздуха и снижение температуры уходящих
газов.
Кроме того, кремнебетонные панели склонны к образованию трещин из-за
большой их длины (10 м) и малой толщины (80 мм), что затрудняет их транс-
портировку к месту строительства. Через трещины, образующиеся в теле па-
нелей, серная кислота поступает на наружную поверхность и служит причи-
ной интенсивной коррозии металлических частей ствола и закладных деталей
крепления, вследствие чего происходит деформация и разрушение панелей.
Ввиду изготовления кремнебетонных панелей с низким качеством в некото-
рых случаях перенос массы серной кислоты, как отмечалось в [3.10, 3.11], на-
блюдается на всю глубину кремнебетонной панели. В этом случае серная кис-
лота, сконденсированная на контактной поверхности, проникает по капилля-
рам до глубины заложения арматуры и вызывает ее коррозию. Продукты кор-
розии, увеличиваясь в объеме, вызывают разрушение защитного слоя. На от-
дельных панелях наблюдается полное или частичное разрушение защитного
слоя с обнажением арматуры.
При этом, если обратиться к табл. 3.6, становится понятным, почему при
обследованиях дымовых труб на кремнебетонных панелях обнаружены раз-
рушения собственно кремнебетона в виде наростов площадью до 10 дм2 тол-
щиной до 30 мм после отторжения которых остаются раковины глубиной до
20 мм.
По результатам химического анализа образцов кремнебетонных панелей,
отобранных из газоотводящего ствола дымовой трубы № 2 Углегорской ГРЭС,
и новых панелей, не бывших в эксплуатации, видно, что в его состав входят
оксиды алюминия (до 1,7 %), железа (до 1,0 %), кальция (до 1,7 %) и натрия
Таблица 3.6
Результаты химического анализа образцов кремнебетонных панелей,
отобранных из газоотводящего ствола трубы К» 2 Углегорской ГРЭС,
и новых панелей, не бывших в употреблении
Наименование образцов Химический состав, %
Номер слоя SiO2 А12О3 Fe2O3 СаО MgO SO3 К2О Na2O
Образцы, не бывшие — 88,14 1,71 0,51 1,75 0,50 1,02 Следы 3,00
в употреблении 88,18 1,71 0,51 1,40 0,50 1,02 Следы 3,28
87,48 1,42 0,51 1,23 0,76 1,15 Следы 3,78
Образцы из дымовой 1 90,60 1,42 1,01 1,58 0,76 2,17 0,08 0,40
трубы 2 92,50 1,42 0,76 1,05 0,50 1,75 0,08 0,39
3 92,06 1,32 0,61 1,05 0,50 2,44 0,06 0,46
Примечание. Нумерация слоев соответствует их расположению в трубе, а именно: 1 — со стороны
межтрубного пространства; 2 — середина; 3 — со стороны дымовых газов.
94
(до 3 %). Все эти компоненты, реагируя с серной кислотой, образуют сульфа-
ты, приводящие к набуханию материала, внутренним напряжениям и после-
дующему его растрескиванию аналогично явлению набухания всех кислото-
упоров. Керамические кислотоупорные изделия по химическому составу близки
к кремнебетону. Известно [3.12], что наиболее агрессивной по отношению к
кислотоупорным изделиям является серная кислота 70%-ной концентрации
при температуре 80-100 °C. При этом происходит набухание материала до 0,4 %
по объему.
Отмечается также, что в отдельных случаях наблюдается низкая кислото-
стойкость огнеупоров, связанная с присутствием в них оксида кальция. При
этом повышенным содержанием СаО считается величина 0,85 %. В кремнебе-
тоне же его в 2 раза больше. Изложенные выше соображения объясняют при-
чину разрушения отдельных кремнебетонных плит и указывают на то обстоя-
тельство, что кремнебетон может быть также подвержен коррозии в среде аг-
рессивных дымовых газов.
К 1982 г. строительство дымовых труб с кремнебетонными стволами было
прекращено, а с 1987 г. была начата реконструкция труб на Углегорской и За-
порожской ГРЭС по замене кремнебетонных стволов металлическими внут-
ренними стволами. К этому времени кремнебетонные стволы на этих ГРЭС
находились в аварийном состоянии из-за массового обрушения кремнебетон-
ных панелей. Перевод электростанций на газовое топливо привел к замедле-
нию процессов коррозионного разрушения кремнебетонных стволов на Кост-
ромской, Ставропольской, Рязанской ГРЭС, Северо-Двинской ТЭЦ.
Композитные газоотводящие трубы
Композитные газоотводящие трубы находят все большее применение при
реконструкции железобетонных и кирпичных труб. Установка внутреннего
стеклопластикового или стеклофаолитового ствола, обладающего незначитель-
ной массой и полностью исключающего воздействия на кирпичный или желе-
зобетонный ствол парогазовой среды позволяет предотвратить дальнейшее
снижение несущей способности ствола трубы и продлить его эксплуатацион-
ный ресурс.
По сравнению с металлическими внутренними стволами стволы из компо-
зитных материалов не нуждаются в наружной теплоизоляции.
По данным обследований композитных труб, находившихся в эксплуатации
8-10 лет, не были отмечены коррозия и трещинообразование на внутренней
поверхности труб. По данным лабораторных исследований образцов, отобран-
ных на эксплуатируемых трубах, изменения физико-механических характери-
стик материала близки к точности определения характеристик. Более высокая
стоимость композитных труб по сравнению с металлическими трубами ком-
95
пенсируется значительно меньшим объемом затрат на их эксплуатационно-
ремонтное обслуживание.
3.4. Оценка усталостной долговечности стальных
свободностоящих дымовых труб с интерцепторами [3.13]
На сегодняшний день количество стальных дымовых труб преобладает, как
в общем объеме эксплуатирующихся, так и в общем объеме строящихся ды-
мовых труб. В связи с наметившимся ростом промышленного производства и
техническим перевооружением предприятий спрос на строительство новых
дымовых труб существенно вырос, при этом предпочтение отдается стальным
дымовым трубам. Одной из главных причин такого предпочтения являются
короткие сроки монтажа трубы, заводская готовность и технологичность воз-
ведения. Из всего многообразия конструктивных решений наиболее привле-
Рис. 3.4. Конструкция свободностоящей стальной дымовой трубы
96
кательной в большинстве случаев является стальная свободностоящая труба,
которая может быть как с внутренним стволом, так и без него. Такая труба
обычно состоит из нижней конической и верхней цилиндрической частей и
собирается из отдельных царг на фланцевых соединениях (рис. 3.4). Данная
конструкция имеет простое исполнение, малый строительный объем и не на-
рушает внутреннюю инфраструктуру предприятия, как, например, трубы с
оттяжками.
В советский период высота свободностоящих стальных дымовых труб обычно
не превышала 60 м. На сегодняшний день уровень высот таких труб заметно
вырос, и самая высокая стальная свободностоящая труба достигает высоты
135 м (г. Пермь, ТЭЦ-6).
Дымовая труба является гибким высотным сооружением и подвержена не-
равномерным ветровым нагрузкам случайного характера. Кроме того, сама
цилиндрическая форма ствола дымовой трубы обуславливает его аэродинами-
ческую неустойчивость, выражающуюся в вихревом возбуждении колебаний
трубы поперек ветрового потока. При таких циклических нагрузках нередко
возникают трещины усталости, что приводит к аварии сооружения и сопут-
ствующим катастрофическим последствиям. Для гашения (а точнее «невоз-
буждения») колебаний традиционно используют интерцепторы — система
спиральных ребер, устанавливаемых в верхней трети ствола. Как показывает
опыт эксплуатаций, данные ребра действительно снижают пиковые резонанс-
ные колебания, однако не способны полностью исключить колебания трубы.
Другим кардинальным решением проблемы является установка динамичес-
ких гасителей колебаний. Однако материальные затраты на установку и на-
стройку гасителей сравниваются зачастую со стоимостью самого сооружения.
При попытке расчетным путем оценить усталостную долговечность трубы и
выбрать наиболее подходящее конструктивное решение проектировщик стал-
кивается с практически полным отсутствием нормативной базы для проекти-
рования, изготовления, строительства и эксплуатации стальных дымовых труб.
Метод расчета на выносливость, изложенный в СНиП [3.14] носит повероч-
ный характер и предусматривает регулярный характер нагружения, не учиты-
вает сложное напряженное состояние, влияние коррозионной среды, остаточ-
ных напряжений, технологии изготовления. Согласно СНиП [3.15], напряже-
ния, сравниваемые с критическими, рассчитываются для режима ветрового
резонанса (вихревого возбуждения колебаний), и поэтому при установке ин-
терцепторов автоматически вообще отпадает необходимость в расчете на ус-
талостную долговечность. Также по методике СНиП нельзя определить дол-
говечность конструкции, выраженную в годах. Все это приводит к тому, что
при проектировании трубы расчетная оценка усталостной долговечности тру-
бы либо заменяется поверочным расчетом СНиП, либо вообще не произво-
дится.
97
Трещины усталости образуются в зонах наибольших знакопеременных на-
грузок, распространяясь в основном в зоне горизонтальных сварных швов.
Известен случай обрушения свободностоящей стальной дымовой трубы Н =
60 м. Труба была оснащена интерцепторами, но, тем не менее, причиной обру-
шения стало возникновение и последующее распространение усталостной
трещины в нижней части трубы. Вообще появление усталостных трещин в
стальных высотных конструкциях не является редкостью: так, в несущем кар-
касе меча обелиска «Родина-мать» высотой 80 м в г. Волгограде за первые два
года эксплуатации возникло более 30 трещин усталости, что вызвало необхо-
димость замены конструкции; известен случай разрушения обелиска высотой
120 м, построенного в память о боях в период Великой Отечественной войны
под г. Корсунь-Шевченковским; разрушение двух из четырех поясов несущего
каркаса вытяжной трубы высотой 180 м химкомбината в г. Череповце.
Очевидно, что в создавшейся ситуации, учитывая возросшее количество стро-
ящихся труб и увеличение их высотности, не исключено дальнейшее увеличе-
ние числа аварий. Поэтому на сегодняшний день задача оценки усталостной
долговечности стальных дымовых труб с использованием современных мето-
дов и подходов как никогда актуальна.
Методы оценки усталостной долговечности стальных конструкций, исполь-
зуемые за рубежом и в нашей стране, например, в машиностроении, более со-
вершенны, учитывают нестационарность нагружения конструкций, основаны
на анализе размахов локальных напряжений в так называемых горячих точках
и построении кривых усталости дифференцировано от различных факторов,
влияющих на долговечность сооружения. При учете таких факторов, как кон-
центрация напряжений, технологические дефекты сварных швов, остаточные
напряжения и др., разрушение конструкции может происходить при расчет-
ном уровне напряжений 50-60 МПа. Причем накопление циклов поврежде-
ний происходит при нагрузках, составляющих 50% от максимальных и менее,
а в условиях коррозионной среды — вообще за весь период работы конструк-
ции. Расчет долговечности ведется по линейной корректированной гипотезе
суммирования усталостных повреждений:
Расчет с приведением нагружения к симметричным циклам:
Л- —--,
Расчет на действительные циклы нагружения:
А, — aPN0
i=l
с
98
Расчет в условиях коррозионной среды:
^Ло,
где X — долговечность, обычно выражаемая в годах; ар — некоторое число,
корректирующее линейную гипотезу суммирования усталостных поврежде-
ний, зависящее от формы блока нагружения; о р о/( — пределы усталости; N
т — соответственно точка перелома и показатель наклона кривой усталости;
V — количество циклов изменения напряжений в ступени блока.
Использование указанных подходов применительно к дымовым трубам сдер-
живается из-за отсутствия данных по действительному характеру изменения
напряженного состояния в расчетных сечениях трубы в зависимости от вне-
шних нагрузок, и соответственно, отсутствии методики построения блока на-
гружения.
Несомненно, что среди всех нагрузок, действующих на трубу, наибольший
вклад в переменную составляющую возникающей реакции вносят ветровые
нагрузки. Нормативная расчета зданий и сооружений на действие ветра, дос-
таточно подробно описанная в [3.17], разработана в начале 70-х годов в ЦНИ-
ИСК им. Кучеренко и скорректирована в середине 80-х годов при подготовке
редакции СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия» [3.18]. Данная методика
направлена на оценку реакции сооружения с заданным уровнем обеспеченно-
сти от экстремального (ураганного) ветрового воздействия и содержит ряд
традиционных упрощений:
1) ветровая нагрузка разделена на статическую (среднюю) и пульсационную
составляющие;
2) действие пульсационной составляющей ветровой нагрузки и инерцион-
ных сил сведены к некоторой статической нагрузке;
3) распределение пульсационной составляющей ветровой нагрузки по по-
верхности сооружения принято подобным распределению ее средней состав-
ляющей, т.е. не рассматриваются варианты, соответствующие различным по-
ложениям точки приложения максимального порыва;
4) для низшей собственной частоты вводится осредненный по всей поверх-
ности сооружения коэффициент корреляции, для высших собственных форм
корреляция порывов ветра не учитывается;
5) методика расчета реакции сооружения при режиме возникновения вихре-
вого возбуждения колебаний поперек ветрового потока не нормирована.
Учитывая указанные особенности, с помощью методики СНиП [3.18] не уда-
ется выделить переменную составляющую нагрузки для расчета размахов на-
99
пряжений и получения достоверного блока нагружения от всех режимов вет-
рового воздействия.
Если рассматривать теоретические основы моделирования ветрового воздей-
ствия, то обычно используют подходы, основанные на спектральном анализе
случайных процессов. Пульсацию ветрового потока представляют в виде спек-
тра продольной компоненты скорости ветра и ищут передаточные функции к
спектру возмущающей силы и реакции сооружения. При этом принимается во
внимание, что в один и тот же момент времени интенсивность пульсации раз-
лична в точках х1 и х2 сооружения. Этот эффект обычно описывается за счет
введения коэффициента корреляции rv (f, хп>, х<2)), который зависит от частоты
f воздействия и расстояния между точками. Спектр возмущающей силы или
давления ветра принимают обычно подобным спектру продольной скорости
ветра. Считается, что спектр реакции сооружения также подобен спектру про-
дольной скорости ветра с выделением резонансных пиков, соответствующих
собственным частотам сооружения (рис. 3.5).
Другими словами, дымовая труба под действием пульсирующего давления
ветра будет совершать вынужденные колебания с выделением резонансных на
собственных частотах.
В главе действующего СНиП [3.18] используется эмпирический спектр пуль-
сации Давенпорта, используемый также в нормах США и Канады. Этот спектр
имеет вид
о / f \ _ 2£0у0и
Л/) /(1 + м2)4/3 ’
где v0 — средняя скорость ветра на стандартной высоте анемометра (Юм); к
— коэффициент лобового сопротивления подстилающей поверхности, при-
нимаемый в первом приближении равным 0,005 для открытой местности; 0,01
— для лесных массивов и жилых окраин городов; 0,04 — для центров горо-
дов; и =flj v — приведенная частота, где L = 1200 м — масштаб длины.
Рис. 3.5. Спектральное представление ветрового воздействия: а — спектр ветровой нагрузки; 6 —
спектр реакции сооружения. 5,(/) — спектр продольной скорости ветра; Sw(/) — энергетический спектр
пульсации ветрового воздействия
100
Если говорить о колебаниях трубы поперек ветрового потока, то до конца
все тонкости этого процесса еще не изучены, однако определенно известно,
что механизм возникновения колебаний связан с попеременным отрывом вих-
рей с боковых поверхностей цилиндра. При числе Рейнольдса — главного
показателя степени турбулизации потока, лежащего в пределах 30 < Re < 5000,
от цилиндра отрываются правильно чередующиеся вихри, которые образуют
вниз по течению четко выраженную «вихревую дорожку». Первыми сообще-
ние об этом явлении сделали Бенар и фон Карман. О явно выраженной законо-
мерности срыва вихрей в спутной струе впервые сообщено Струхалем, кото-
рый указал, что явление срыва вихрей описывается в терминах безразмерного
числа (числа Струхаля):
Sh = ND/V,
где N — частота полных циклов срыва вихрей; D — характеристический раз-
мер тела в проекции на плоскость, нормальную к средней скорости течения; V
— скорость набегающего потока, который предполагается ламинарным.
Число Sh принимает различные характеристические постоянные значения в
зависимости от формы поперечного сечения, помещенного в поток. Важная
особенность вихревого возбуждения гибких цилиндров — возникновение ин-
тенсивных колебаний поперек потока при скорости ветра, для которой частота
вихрей Бенара-Кармана, определяемая числом Струхаля, равна собственной
частоте колебаний цилиндра. При этом происходит захватывание частоты срыва
вихрей, и явление имеет автоколебательный характер. Методика приближен-
ной теоретической оценки возникающих в конструкции трубы усилий при
вихревом резонансе изложена в [3.19, 3.20]. Однако данная методика не позво-
ляет оценить возмущающие силы, действующие поперек потока на скоростях
ветра, лежащих вне критической области, а также не позволяет расчетно оце-
нить эффект снижения колебаний за счет установки интерцепторов.
Нормативные значения давления ветра для различных территорий страны
установлены на основании статистического анализа метеорологических на-
блюдений скорости ветра за период не менее 25 лет и сформированы в конце
70-х годов. На основании этих данных территория страны разбита на семь
ветровых районов. Нормативное давление относится к высоте 10 м, соответ-
ствует двухминутному осреднению и условиям открытого незащищенного
места. Следует отметить, что в настоящее время наблюдения ведутся восемь
раз в сутки с десятиминутным осреднением. Скорость ветра определяется по
флюгеру с тяжелой или легкой доской либо чашечным анемометром. Записи
скоростей ветра на метеостанциях ведутся по градациям в 2 м/с. Теоретичес-
кий блок нагружения для расчета усталостной долговечности по линейной
корректированной гипотезе суммирования усталостных повреждений можно
101
построить, используя статистическую обработку записей ближайшего к пло-
щадке строительства гидрометеоцентра за последние 20-30 лет, либо уже об-
работанные данные, использованные при разработке СНиП [3.18]. При этом
ступени блока будут разделяться по градациям скорости ветра. Однако, как
это уже было показано выше, с помощью методики СНиП невозможно оце-
нить возникающее напряженно-деформированное состояние в интересующих
узлах дымовой трубы на каждой из скоростей ветра, а также просуммировать
возникающие продольные и поперечные колебания трубы. Остается неясным
вопрос, как оценивать влияние интерцепторов на характер колебаний трубы.
Главной причиной отсутствия методики для построения блока нагружения
применительно к стальной дымовой трубе авторы [3.13] считают практически
полное отсутствие долгосрочных натурных экспериментов. До настоящего
времени натурные эксперименты в нашей стране проводились в основном на
конструкциях антенно-мачтовых сооружений и высотных обелисках. Поэто-
му было подготовлено и проведено два натурных эксперимента на двух сво-
бодностоящих стальных дымовых трубах с интерцепторами: Н= 60 м (г. Челя-
бинск) и Н= 135 м (г. Пермь). Суть эксперимента заключается в синхронной
регистрации и записи параметров нагрузки и реакции сооружения. Причем,
чтобы точно уловить возникающие напряжения при колебаниях трубы, регис-
трация этих параметров должна происходить с частотой, в несколько раз пре-
вышающей частоту собственных колебаний сооружения. Длительность экспе-
римента 1 год. Понятно, что такого рода экспериментальные исследования
требуют привлечения быстродействующих ПЭВМ для записи и обработки
большого объема информации, что на сегодняшний день уже не является не-
преодолимой проблемой.
В качестве параметров нагрузки измеряются скорость и направление ветра.
Для замера скорости ветра по одной вертикали установлены чашечные анемо-
метры в количестве 3 шт. для трубы Н = 60 м и 4 шт. для трубы Н = 135 м.
Причем нижний анемометр установлен на стандартной высоте 10 м. Для заме-
ра направления ветра выше обреза трубы установлен румбометр. Схема рас-
становки приборов показана на рис. 3.6.
В качестве параметров реакции сооружения замеряются вертикальные де-
формации стенки ствола по двум взаимоперпендикулярным плоскостям. Для
этого на наружную поверхность трубы наклеены тензорезисторы в месте пе-
рехода конической части в цилиндрическую. Датчики наклеены на удалении
от фланцев и ребер жесткости, т.е. там, где работа ствола на ветровые нагрузки
максимально приближена к стержневой расчетной схеме. Схема коммутации
тензорезисторов в тензомост показана на рис. 3.7.
Как видно из рис. 3.7, каждый мост состоит из двух рабочих (активных) и
двух нулевых (компенсационных) тензорезисторов. Фактически замеряются
изменения напряжений в стенке трубы от изгибающего ветрового момента.
102
Рис. 3.6. Схема расстановки приборов: 1 — тензорезисторы; 2 — анемометр; 3 — румбометр
Рис. 3.7. Схема коммутации тензорезисторов
103
Причем схема коммутации тензомоста такова, что сигнал удваивается. Ком-
пенсирующие датчики расположены на специально выполненных ненагружен-
ных пластинках, установленных в температурной зоне активных датчиков.
Сигналы, поступающие по каналам от тензометрических мостов, датчиков
скорости и направления ветра, усиливаются с помощью смонтированных в
общем корпусе усилителей аналогового сигнала, а затем поступают в шест-
надцатиканальный аналогово-цифровой преобразователь и записываются на
жесткий диск персонального компьютера Pentium II. Опрос каналов и запись
цифровой информации осуществляется программно с частотой 2,6 с”1. Все
управление осуществляется с помощью специально разработанной програм-
мы, работающей в среде DOS. Поступающая информация разбивается на от-
дельные часовые файлы. Предусмотрена автоматическая перезагрузка при за-
висании компьютера или сбое программного обеспечения.
Вся записывающая аппаратура смонтирована в одном ящике-сейфе. На тру-
бе Н = 60 м этот ящик распложен внутри работающей котельной. На трубе
Н = 135 м ящик установлен на газоходе на открытом воздухе. В этом случае
необходима система поддержания постоянного тепловлажностного режима.
Эта задача решена с помощью установки измерительных термопар и нагрева-
тельных тенов. Управление тенами осуществляется программно с записью ис-
тории изменения температуры. При обработке информации получаемые дан-
ные по каналам раскладывалась по осям в зависимости от направления ветра,
что позволяет судить о характере колебаний трубы вдоль и поперек ветрового
потока. Оказалось, что на малых скоростях ветра до 4 м/с, измеряемых на стан-
дартной высоте 10 м, труба Н = 60 м колеблется в основном вдоль направле-
ния ветра. При скорости 5 м/с наблюдается переходный режим, и труба начи-
нает колебаться под углом 45° к направлению ветра, переходя с одной плоско-
сти колебаний в другую. При скорости ветра 6 м/с труба совершает четко вы-
раженные колебания поперек ветрового потока и траектория перемещений се-
чения трубы в горизонтальной плоскости близка к эллипсу, растянутому попе-
рек направления ветра. При дальнейшем увеличении скорости ветра попереч-
ные колебания также преобладают, хотя эллипс начинает растягиваться вдоль
направления ветра. При скорости ветра 10-12 м/с траектория перемещений
сечений трубы в горизонтальной плоскости очерчена эллипсом, несколько ра-
стянутым поперек направления ветра, однако можно сказать, что колебания
принимают беспорядочный характер. Это объясняется тем, что с увеличением
скорости ветра увеличивается степень турбулизации набегающего потока, а
корреляция порывов по высоте трубы уменьшается. К этому можно добавить,
что интерцепторы, снижающие корреляцию схода вихрей с боковых поверх-
ностей ствола, с увеличением скорости ветра, по-видимому, активно вступают
в работу, придавая стволу беспорядочные импульсы.
104
Рис. 3.8. Внешний вид спектра реакции сооружения
С помощью программного комплекса «Statistica 6,0» были построены спек-
тральные плотности процессов изменения напряжений в стенке трубы по осям
вдоль и поперек направления ветра. Оказалось, что спектр возникающей реак-
ции дымовой трубы на всех режимах ветрового воздействия имеет один четко
выраженный пик, соответствующий первой собственной частоте сооружения
(см. рис. 3.8).
На других частотах не наблюдается значительных вкладов в спектральную
плотность процесса и все остальные гармоники «забивают» нулевую частоту.
Таким образом, форма полученного спектра реакции не совпадает с теорети-
ческой, изображенной на рис. 3.5. Данный результат натурного эксперимента
позволяет сделать важный вывод о том, что вынужденных колебаний вне соб-
ственной частоты сооружения практически не происходит, и ими можно пре-
небречь. Данное обстоятельство существенно облегчает построение блока на-
гружения для оценки усталостной долговечности, т.к. становится известной
частота нагружения.
Для построения экспериментального блока нагружения использовались ме-
тоды схематизации случайных процессов, такие как метод максимумов и ме-
тод размахов. Были построены графики распределений максимумов и разма-
хов напряжений для различных скоростей ветра по осям вдоль и поперек на-
правления ветра. Графики представлены на рис. 3.9. Можно видеть, что с уве-
личением скорости ветра процесс колебаний трубы поперек потока начинает
оказывать более повреждающее действие, чем вдоль.
При обработке полученных экспериментальных данных для различных ско-
ростей ветра было обнаружено, что графики распределения размахов напря-
жений в различные периоды измерений близки друг к другу. Причем нужно
105
900
2 4 6 8 10 12 14 МПа
Амплитуды
Рис. 3.9. Распределение максимумов и размахов процессов изменения напряжений в стенке ствола
(штриховой чертой обозначен уровень полной нормативной ветровой нагрузки, а штрихпунктирной
линией — пульсационная составляющая нагрузки для данной скорости ветра): а — распределение
максимумов для скорости ветра 4 м/с; б — распределение размахов для скорости 10 м/с
отметить, что для малых скоростей ветра получаемый график пересекает нор-
мативный уровень полной расчетной ветровой нагрузки, т.е. в стенке трубы
возникают напряжения выше расчетных для этой скорости ветра. Данное об-
стоятельство подтверждает те опасения, что методику СНиП в чистом виде
нельзя применить для расчета напряжений на малых скоростях ветра. С дру-
гой стороны, уровень пульсационной составляющей ветровой нагрузки почти
всегда оказывается в районе максимума распределения (см. рис. 3.9). Этот факт
позволяет подобрать законы распределения амплитуд напряжения для различ-
ных скоростей ветра с использованием пульсационной составляющей ветро-
вой нагрузки, рассчитываемой по СНиП [3.18]. Далее, зная распределение вет-
ров по данным гидрометеоцентра, можно построить теоретический блок на-
гружения.
В машиностроении блок нагружения строится с использованием теории
выбросов С. Раиса. Используя взаимосвязь спектральной плотности процесса
с его корреляционной функцией, находится количество максимумов выбро-
сов, превышающих некоторый уровень. Рассчитав поочередно для несколь-
ких уровней количество максимумов, можно получить распределение ампли-
106
туд напряжений. Данный подход представляется изящным и универсальным
расчетным инструментом, однако пока его применение для дымовой трубы
невозможно без выявления четких корреляционных и спектральных функций
процесса. Таким образом, можно выделить три методики построения блока
нагружения, представленные в виде сравнительной табл. 3.7.
Построив блок нагружения (рис. 3.10), можно оценить усталостную долго-
вечность трубы с дифференцированным учетом таких факторов, как концент-
рация напряжений, частота нагружения, состояние поверхности, остаточные
напряжения, асимметрия цикла, коррозионная среда и др.
Чем более полно расчетчик владеет указанной информацией, тем точнее бу-
дет проведен анализ усталостной долговечности конструкции. Конечно, при-
нимая те или иные значения концентрации напряжений или параметров тех-
нологических дефектов, можно получать расчетную долговечность, меняю-
щуюся в несколько раз в большую или меньшую сторону. Однако в том и со-
стоит ценность данной методики, которую расчетчик может использовать как
мощный инструмент для анализа влияния на долговечность различных факто-
ров, выделяя среди них главные, на которые следует обращать внимание при
изготовлении, монтаже и эксплуатации конструкции, и соответственно регла-
ментировать их допустимый уровень.
Таблица 3.7
Сравнительные данные по методикам построения блока нагружения
Построение блока с использованием теории выбросов С. Райса Построение блока с использованием законов распределения амплитуд напряжений Построение блока по результатам непрерывного мониторинга
К(т) = — [5(а>)е'™а<о; 2 я J 5(а>) = — к(т)еч™Л 2я J И Пульсационная составляющая ^^^^^чнагрузки ь \ ' Ь- ’ t - 1 СУ 1 1 L. . н
Достоинства
Универсальный инструмент анализа стационарных процессов Использование соотношений СНиП. Простота в использовании для практических расчетов Наиболее достоверные данные. Возможность непрерывного подсчета остаточного ресурса. Возможность оперативной регистрации аварийных воздействий.
Недостатки
Необходимость иметь обоснованные данные по спектральной плотности и корреляционной функции процессов изменения напряжений в интересующем узле. Дополнительные эксплуатационные затраты, которые должны быть экономически обоснованы.
107
Рис. 3.10. Блок-схема усталостной долговечности стальной дымовой трубы
Согласно [3.13], первоначально натурные экспериментальные исследования
задумывались с целью получения большой выборки информации для уточне-
ния существующих методик расчета усталостной долговечности применитель-
но к стальным дымовым трубам. Постановка эксперимента оказалась удачной
с точки зрения автоматизации получения и записи информации, а стоимость
комплекта оборудования ничтожна по сравнению со стоимостью сооружения.
Поэтому можно внедрить подобную схему мониторинга на стальных дымо-
вых трубах высотой от 40 м и выше, а также на других ответственных объек-
108
тах, работающих в условиях циклических нагрузок. Мониторинг позволит
вести непрерывную запись реального накопления циклов повреждений для
оценки усталостной долговечности и остаточного эксплуатационного ресурса
сооружений. Автоматизация регистрации и получения информации может быть
осуществлена на таком уровне, что текущее обслуживание и проверка могут
производиться раз в полгода и даже реже. В алгоритм обработки информации
может быть заложено не только суммирование циклов в блоки, но и непрерыв-
ный автоматический расчет остаточного ресурса конструкции. Изменение соб-
ственной частоты может сигнализировать об изменении жесткости конструк-
ции и серьезных повреждениях. При достаточно массовой расстановке тензо-
датчиков можно выявить произошедшие повреждения по разгрузке или до-
полнительной нагрузке группы датчиков. При достижении установленного
расчетного предела накопления циклов или регистрации экстремальных воз-
действий на конструкцию, оборудование может выдавать звуковые или свето-
вые сигналы.
3.5. Нормирование предельных значений основных дефектов и
повреждений для различных категорий технического состояния
промышленных дымовых труб [3.21]
На промышленных предприятиях России эксплуатируется более 3 тыс. же-
лезобетонных труб различных конструкций высотой до 370 м и десятки тысяч
кирпичных и металлических дымовых и вентиляционных труб. Большинство
из находящихся в эксплуатации труб сооружено в период интенсивного про-
мышленного развития в 50-70-е годы. По мере увеличения сроков эксплуата-
ции дымовых труб все острее встает вопрос контроля за их техническим со-
стоянием, проведения профилактических работ, и соответственно, обеспече-
ния безопасного их использования.
Анализ режимов работы промышленных труб на нефтеперерабатывающих
и нефтехимических предприятиях показал, что они эксплуатируются с нагруз-
ками до 50% проектных. Вследствие этого снижена скорость удаления дымо-
вых газов, температура их внутри трубы ниже температуры точки росы. Все
это приводит к повышенному содержанию конденсата в дымовых газах, кото-
рый при соединении с агрессивными составляющими продуктов горения под
влиянием температуры интенсивно разрушает материал футеровки и несущий
ствол трубы. Характерные дефекты, выявленные при проведении специалис-
тами НПК «Изотермик» экспертизы промышленной безопасности кирпичных
труб на ОАО «Лукойл Нижегороднефтеоргсинтез» в г. Кстово Нижегородской
области: разрушения оголовка трубы, отливов на консолях трубы, кладки ствола
(вследствие попеременного замораживания-оттаивания, а также работы в не-
109
проектных условиях), незаложенные монтажные окна, ослабление и коррозия
болтов стяжных колец, вертикальные трещины температурного и осадочного
характера, повышенный крен ствола трубы. Кирпичная труба высотой 60 м
технологической установки 35/11-300 производства моторных топлив в авгус-
те 2001 г. имела крен 855 мм, что в 2 раза превышало предельно допустимое
значение 420 мм, согласно требованиям «Правил безопасности при эксплуата-
ции дымовых и вентиляционных труб» (ПБ 03-445-02) [3.22]. Поверочные
расчеты показали, что потеря устойчивости должна произойти при величине
отклонения ствола от вертикали 1500 мм. Это позволило продлить эксплуата-
цию трубы при систематических геодезических наблюдениях еще на 3 года.
Однако в ноябре 2003 г. величина крена уже была 1074 мм, в апреле 2004 года
— 1150 мм. В ноябре 2004 года при величине крена 1321 мм труба была разоб-
рана до высоты 30 метров.
Кирпичные дымовые трубы высотой Н = 100 м ЗАО «Тагмет» эксплуатиру-
ются более 30 лет. В них выявлены вертикальные трещины шириной раскры-
тия 1-3 мм температурного характера, а также выветривание раствора швов и
активная коррозия стяжных колец, лестниц и молниеприемников при посто-
янных ветрах с Азовского моря.
При эксплуатации железобетонных труб особое внимание должно уделять-
ся герметичности дымового тракта; предотвращающей поступление в трубу
наружного воздуха влажностью выше и температурой ниже проектных значе-
ний. Проникание в трубу наружного воздуха приводит к увлажнению внут-
ренних поверхностей футеровок и снижению теплоизоляции до 40 %, в ре-
зультате чего резко ужесточаются режимы температурных воздействий на ствол
трубы. Характерные дефекты, выявленные при проведении экспертизы про-
мышленной безопасности железобетонных труб на ОАО «Химволокно Ам-
тел-Кузбасс» г. Кемерово, на ОАО «Минудобрения» г. Россошь Воронежской
обл. и на ОАО «Каскад-Энерго» г. Анжеро-Судженск Кемеровской обл.: разру-
шение защитного слоя бетона с оголением и коррозией арматуры, коррозион-
ные трещины в бетоне, раковины и каверны в бетоне стыков бетонирования,
выходы конденсата на поверхность ствола трубы, отсутствие антикоррозион-
ной защиты наружной, внутренней поверхности ствола и металлоконструк-
ций гарнитуры, отложение сажи на внутренней поверхности и в воздушных
зазорах трубы, участки разрушения кислотостойкой обмазки футеровки. При
проведении экспертизы промышленной безопасности железобетонных моно-
литных дымовых труб на ОАО «Тагмет» обнаружены дефекты и повреждения
технологических стыков бетонирования. Микротрещины технологических
стыков являются точками на поверхности стволов, где образуются наледи. Этот
процесс происходит особенно активно при отводе газов с температурой ниже
допустимого предела.
ПО
Наиболее характерные дефекты, выявленные при проведении экспертизы
промышленной безопасности металлических башен и труб на ОАО «Мину-
добрения» г. Воскресенск Московской обл., на ОАО «Минудобрения» г. Рос-
сошь Воронежской обл. и на Кемеровском ОАО «Азот»: разрушение антикор-
розионного покрытия и коррозионный износ элементов металлоконструкций.
Меньше всего подвержены коррозии трубчатые профили при условии соблю-
дения герметичности трубчатого сечения. Коррозионный износ поясов, раско-
сов и распорок из уголков, несущих элементов площадок из двутавров и швел-
леров значительно выше, чем трубчатых профилей. Среди наиболее часто встре-
чающихся дефектов следует также отметить трещины и разрушение сварных
швов узлов сопряжения элементов башни и узлов площадок-диафрагм, вос-
принимающих горизонтальные ветровые нагрузки от ствола трубы, наруше-
ния герметичности ствола в местах соединения секций, коррозию диффузо-
ров на оголовке трубы и фланца основания трубы, утонение ствола трубы с
последующей деформацией.
При эксплуатации газоходов особое внимание должно уделяться их герме-
тичности и состоянию футеровки. Необходимо исключить попадание в газо-
ход наружного воздуха, так как это приводит к увлажнению внутренней по-
верхности футеровки и снижению ее теплоизоляционных свойств. Характер-
ные дефекты газоходов: наличие трещин, разрушение примыкания кладки,
отсутствие мембран на взрывных клапанах, кладка в смотровых проемах вы-
полнена без связывающего раствора, негерметичность лазов газоходов, разру-
шение или потеря устойчивости опор эстакад, поддерживающих газоходы.
Проведенные обследования показали, что через 10 лет эксплуатации около
50 % труб нуждаются в текущем ремонте, а через 20 лет почти 50 % труб — в
капитальном ремонте. Естественное «старение» вышеуказанных сооружений,
усугубляемое непроектной эксплуатацией и снижением объема и качества их
ремонтного обслуживания, осуществляемое зачастую неспециализированны-
ми организациями, вызывает необходимость принятия срочных мер по ужес-
точению контроля за состоянием этих сложных и опасных сооружений. В 2003 г.
вышел документ Госгортехнадзора России РД 03-610-03 «Методические ука-
зания по обследованию дымовых и вентиляционных промышленных труб»
[3.23], одним из авторов которого является НПК «Изотермик». В этом доку-
менте дана характеристика 59 основных наиболее часто встречающихся де-
фектов и повреждений дымовых и вентиляционных труб различных видов.
Указывается также вид и местоположение дефекта или повреждения на трубе,
вид или конструкция самой трубы, вероятная причина, метод выявления или
признак возникновения дефекта или повреждения, меры по предотвращению
дальнейшего развития дефекта и его устранению и, наконец, категория опас-
ности дефекта (А, Б или В). Такая классификация дефектов в значительной
мере повышает достоверность обследования и объективность оценки техни-
111
ческого состояния труб. Однако практика обследования показала, что для бо-
лее точной и объективной оценки технического состояния промышленных труб
как экспертным и эксплуатирующим организациям, так и надзорным органам
требуются количественные характеристики дефектов, определяющих их кате-
горию опасности («А», «Б», «В») и техническое состояние трубы в целом (ис-
правное, работоспособное, ограниченно работоспособное, неработоспособное
и предельное). На основании анализа накопленных данных и обобщения опы-
та проведенных обследований промышленных труб ниже приведена в Прило-
жении 11 таблица оценки технического состояния труб в зависимости от коли-
чественных характеристик дефектов (более 60-ти наиболее часто встречаю-
щихся) и их категории опасности [3.21, 3.24].
3.6. Конструктивные решения футеровок бетонных
дымовых труб [3.25]
Конструктивные решения футеровок, используемые в конструкциях бетон-
ных дымовых труб за рубежом, с течением времени претерпевали существен-
ные изменения, связанные с повышением эффективности работы тепловых
агрегатов и изменением требований к экологической безопасности сооруже-
ний дымовых труб.
Раньше температура дымовых газов была значительно выше, чем в настоя-
щее время (около 230 °C или выше), что значительно упрощало проектирова-
ние футеровок. Сейчас конструкция тепловых агрегатов такова, что энергия
газов, изначально выбрасывавшаяся в атмосферу, используется для предвари-
тельного подогрева воздуха и воды. Кроме того, ужесточение требований по
охране окружающей среды и строгий контроль за их соблюдением приводит к
тому, что температура газов на входе в дымовую трубу в среднем не превыша-
ет 50°С. Зачастую эта температура ниже точки росы дымовых газов, и поэто-
му футеровки труб работают в очень суровых условиях: дымовые газы водо-
насыщены, содержат кислоты (изредка щелочи), а их статическое давление
превышает атмосферное.
В перспективе условия работы футеровки будут еще более ужесточаться, так
как наличие избыточного давления в стволе трубы стало скорее правилом, чем
исключением, а работа при температуре дымовых газов вблизи точки росы
будет вызывать попеременное увлажнение-высыхание футеровки.
Развитие типовых конструктивных решений футеровок. У первых бе-
тонных дымовых труб кирпичная футеровка выполнялась только на часть вы-
соты трубы и опиралась на фундамент трубы. Это связано с тем, что у первых
бетонных труб стенка ствола имела значительную толщину для восприятия
ветровых усилий и сейсмических нагрузок, поэтому и при отводе высоконаг-
ретых газов кирпичная футеровка была призвана снизить температурные уси-
112
лия в бетонном стволе. Футеровка заканчивалась на той высоте, где для вос-
приятия сейсмических и ветровых нагрузок было достаточно минимальной
(по конструктивным соображениям) толщины бетонной стенки. Для химичес-
кой стойкости бетона это не играло большой роли, так как температура газов
была выше точки росы. Однако высокие температурные напряжения вызыва-
ли образование трещин там, где бетонная стенка трубы непосредственно кон-
тактировала с дымовыми газами.
Звеньевая кирпичная футеровка успешно решила проблему температурных
напряжений. Бетонная оболочка трубы отливалась с консолями приблизитель-
но через каждые 12 м. Кирпичная футеровка толщиной в 100 мм укладывалась
на консоли, при этом оставлялся воздушный зазор около 50 мм. Часто затем
этот зазор заполнялся вермикулитом или минеральной ватой. Звеньевая футе-
ровка успешно применялась до тех пор, пока не возникало избыточного дав-
ления внутри ствола дымовой трубы.
Однако в ходе технической модернизации тепловых агрегатов температура
дымовых газов стала снижаться одновременно с повышением их скорости, и в
стволах дымовых труб появилась вероятность возникновения избыточного
давления дымовых газов. В этих условиях кирпичная звеньевая футеровка не
могла предотвратить проникновение агрессивных газов к стволу трубы, где
происходила их конденсация и коррозия основных несущих конструкций ды-
мовой трубы. Поэтому из-за широкого спектра проблем, связанных с коррози-
ей, звеньевые кирпичные футеровки сейчас фактически не применяются.
Следующим этапом совершенствования конструкций футеровок стали так
называемые кирпичные футеровки «на относе», которые опираются на фунда-
мент дымовой трубы и возводятся на всю высоту трубы с проходным зазором
между стволом и футеровкой. При этом все проемы и неплотности герметизи-
руются, а специальными вентиляторами нагнетается воздух в кольцевой зазор
для создания в нем избыточного давления не менее 250 Па по сравнению с
давлением газов в стволе трубы. Этот способ применяется в течение после-
дних 20 лет. Кроме того, в качестве футеровок «на относе» более 30 лет ус-
пешно используются теплоизолированные металлические газоотводящие ство-
лы. Они обладают рядом преимуществ по сравнению с кирпичными футеров-
ками: более низкой стоимостью при использовании в высоких трубах и более
высокой сейсмической стойкостью. В настоящее время независимые кирпич-
ные футеровки и стальные газоотводящие стволы являются наиболее распро-
страненными в дымовых трубах с температурой отводимых газов выше точки
росы. Тип футеровки определяется по экономическим соображениям в зави-
симости от высоты трубы и внутреннего диаметра, хотя необходимо отметить
актуальность проблем коррозионной стойкости и сейсмостойкости в обоих этих
конструктивных решениях.
113
Необходимость поиска внедрения новых конструктивных решений фу-
теровок дымовых труб. Часто для очистки газа используются мокрые скруб-
беры. В некоторых газоочистных системах с целью повышения температуры
отводимых газов выше точки росы применяют байпасирование, т.е. в очищен-
ные газы после скруббера подмешивается неочищенный горячий газ. Однако
высокая стоимость этих операций или необходимость соблюдения экологи-
ческих требований резко ограничивают использование таких приемов. Поэто-
му по мере продолжения увеличения эффективности утилизации тепловой
энергии и совершенствования систем очистки температура дымовых газов ста-
новится ниже точки росы.
Даже если эксплуатация труб планируется при температуре выше точки росы,
устанавливается расчетная верхняя граница рабочей температуры газа на 25°С
выше температуры точки росы. В связи с таким малым допуском необходимо
учитывать возможность появления конденсата и вести проектирование футе-
ровок с учетом их работы под воздействием водонасыщенных газов.
Дымовые газы после мокрого скруббера содержат некоторое количество кис-
лотных газов таких, например, как SO2, SO3, С12. Эти газы растворены в воде и
находятся в своей самой агрессивной форме — в форме кислот. Поэтому для
повышения коррозионной стойкости футеровок стремятся применять корро-
зионностойкие материалы и покрытия:
• стальные газоотводящие стволы с покрытием никелем или титаном;
• кислотоупорная каменная кладка;
• газоотводящие стволы из полимерных композиционных материалов;
• стальные газоотводящие стволы с покрытием кислотоупорной жаростой-
кой керамикой;
• стальные газоотводящие стволы с кислотоупорными полимерными покры-
тиями.
Таблица 3.8
Недостатки футеровок
Футеровка из кислотоупорного кирпича Необратимый «рост» футеровки под воздействием дымовых газов; трещины в кладке от температурных напряжений; не выдерживает сейсмические нагрузки
Стальной газоотводящий ствол Коробление от воздействия температурных перепадов при совместном действии других нагрузок; высокая скорость коррозии при появлении водонасыщенных дымовых газов
Никелированный стальной газоотводящий ствол Язвенная коррозия при высокой концентрации НС1 и HF
Стальной ствол с титановым покрытием Язвенная коррозия при высокой концентрации (свыше 50%) H2SO4
Покрытие полимерными составами Вспучивание, отслоение, механический износ, а также деструкция под воздействием ультрафиолетовых лучей
Газоотводящий ствол из полимерных материалов Скрытые дефекты изготовления, разрушение при возможных скачках температуры
114
К сожалению, каждая из этих футеровок имеет недостатки, представленные
далее (табл. 3.8).
Все эти недостатки футеровок должны учитываться при выборе типа футе-
ровки. В зависимости от химического состава газов и их температуры неко-
торые из перечисленных типов футеровок становятся невосприимчивыми к
коррозии. Имеются также некоторые трудности в определении теоретичес-
кой точки росы газов, которая значительно меняется в зависимости от влаж-
ности, состава топлива, реагента скруббера. Укрупненно-относительные ка-
питальные затраты на возведение некоторых типов футеровок дымовых труб
приведены далее.
Футеровка Относительная
стоимость
Кирпичная звеньевая футеровка........................1
Газоотводящий ствол из полимерных материалов......... 1,3-1,5
Титановый газоотводящий ствол........................1,2-1,65
Газоотводящий ствол из нержавеющей стали
(316/317 Stainless).................................1,25-2
Стальной газоотводящий ствол (С276/С22)
с покрытием никелем или титаном.....................1,6-2,2
В [3.25] предлагаются следующие решения по повышению надежности бе-
тонных дымовых труб.
1. Внедрение мокрых скрубберов и повышение эффективности работы газо-
очистных систем приводят к необходимости поиска и развития новых конст-
руктивно-технологических решений футеровок дымовых труб.
2. Для надежной эксплуатации дымовых труб проектировщики должны осо-
бое внимание уделять вопросам коррозионной стойкости футеровок, что в
рыночных условиях требует заблаговременных инвестиций для обеспечения
надежного проектирования и правильного монтажа новых конструкций. Осо-
бое внимание должно уделяться фактическим режимам эксплуатации, так как,
работая с предельными режимами, можно неверно определить круг проблем
коррозионной стойкости, возникающих при нормальной эксплуатации дымо-
вой трубы.
3. Владельцы дымовых труб должны следить за техническим состоянием
футеровки, так как ни один тип футеровки не выдержит суровых условий ра-
боты без принятия определенных мер по предупреждению возникновения де-
фектов. Особенно это относится к тем футеровкам, которые работают в усло-
виях попеременного увлажнения-высушивания.
4. Владельцы дымовых труб должны точно указывать проектировщикам на-
значение и режимы работы дымовых труб. С другой стороны, проектировщи-
ки и строители должны предоставлять владельцам дымовых труб данные по
115
оценке стоимости технического обслуживания футеровки на весь срок служ-
бы дымовой трубы. Это позволит владельцам дымовой трубы избежать такой
распространенной ловушки, как меньшие единовременные затраты на возве-
дение футеровки, но очень большие затраты по поддержанию футеровок в ра-
ботоспособном состоянии.
3.7. Список литературы к главе 3
3.1. Осоловский В.П. О состоянии дымовых труб на предприятиях энергетического
комплекса России. Пути продления их срока службы / Пече-трубостроение: тепловые
режимы, конструкции, автоматизация и экология: Труды II Международного конгрес-
са. / Под ред. В.Г. Лисиенко. — Екатеринбург: Уральский университет; Инженерная
мысль, 2006. С. 45—48.
3.2. Скворцов А.П. Домовые трубы тепловых электростанций (обзор). — М.: Инфор-
мэнерго, 1973. — 52 с.
3.3. Шишков И.А., Лебедев В.Г, Беляев Д.С. Дымовые трубы энергетических уста-
новок. — М.: Энергия, 1976. — 176 с.
3.4. Рыжов А.Н., Жидович О.В., Хасеневич Л.С. и др. Строительство, реконструкция
и ремонт дымовых труб энергообъектов концерна Белэнерго // Электрические стан-
ции. 2002. № 3. С. 25-30.
3.5. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г Промышленные дымовые и вен-
тиляционные трубы: Справочное издание / Под ред. Ф.П. Дужих. — М.: Теплотех-
ник, 2004. — 464 с.
3.6. Айлер Р.К., Вольф К. Коллоидная химия кремнезема и силикатов. — М.: Гос-
стройиздат, 1969.
3.7. Дужих Ф.П., Садакова В.Н., Чернов СЛ. Влияние золовых отложений на повы-
шение коррозионной стойкости футеровки дымовых труб. Конструкции и строитель-
ство специальных сооружений. — М.: ВНИПИ Теплопроект, 1980.
3.8. Кремнебетон для наружных газоотводящих трактов ТЭС. Технические условия
ТУ 34-48-17611-79. — М.: Минэнерго СССР, 1979. *
3.9. Зубарев П.Д. Проектирование и строительство газоотводящих стволов высотных
дымовых труб из крупных кремнебетонных панелей. Совершенствование проектиро-
вания и строительства дымовых труб и градирен для крупных энергоблоков. Научно-
технический семинар. — Л.: Информэнерго, 1974.
3.10. Дужих Ф.П., Матвеев Ю.В., Коновалов А.А. Исследование работы дымовых
труб в маневренном режиме // Теплоэнергетика. 1983. № 5. С. 34-37.
3.11. Дужих Ф.П., Мардухаев И.Н. Исследование кремнебетона в качестве материала
газоотводящих стволов дымовых труб // Электрические станции. 1985. № 4. С. 18-21.
3.12. Горбачева М.И. Исследование набухания керамических кислотоупорных изде-
лий в зависимости от их фазового состава и некоторых других факторов. Автореф.
дис. канд. техн. наук. — М.: МХТИ им. Д.И. Менделеева, 1975.
3.13. Шматков А.С., Губайдуллин М.Р. Оценка усталостной долговечности сталь-
ных свободно стоящих дымовых труб с интерцепторами / Пече-трубостроение: тепло-
116
вые режимы, конструкции, автоматизация и экология: Труды Международного конг-
ресса. — М.: Теплотехник, 2004. С. 172-184.
3.14. СНиП П-23-81*. Стальные конструкции / Госстрой СССР. — М.: ЦИТИП Гос-
строя СССР, 1989-95.
3.15. СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий. — М.: Госстрой
СССР, 1986.
3.16. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени /
Под ред. А.П. Гусенкова. — М.: Машиностроение, 1993.
3.17. Руководство по расчету зданий и сооружений на ветровые нагрузки / ЦНИИСК
им. В.А. Кучеренко. — М.: Стройиздат, 1978.
3.18. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия. — М.: Госстрой СССР, 1996.
3.19. Динамический расчет сооружения на специальные воздействия / М.Ф. Барштейн
и др. / Под ред. Б.Г. Коренева. — М.: Стройиздат, 1981.
3.20. Симиу Э., Сканлан Р. Воздействие ветра на здания и сооружения / Пер. с англ.
Под ред. Б.Е. Маслова. — М.: Стройиздат, 1984.
3.2Л. Ханухов ХМ., Дорофеев Е.Ю. Нормирование предельных значений основных
дефектов и повреждений для различных категорий технического состояния промыш-
ленных труб / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, автоматизация и
экология: Труды II Международного конгресса. / Под ред.В.Л Лисиенко. — Екатерин-
бург: Уральский университет; Инженерная мысль, 2006. С. 269-279.
3.22. Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных труб. ПБ
03-445-02. — М.: ГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленно-
сти Госгортехнадзора России», 2002.
3.23. Методические указания по обследованию дымовых и вентиляционных промыш-
ленных труб. РД 03-610-03. — М.: ГУП «Научно-технический центр по безопасности
в промышленности Госгортехнадзора России», 2003.
3.24. Ханухов ХМ., Воронецкий А.Е., Дорофеев Е.Ю. Состояние вентиляционных,
дымовых труб и газоходов на объектах повышенной опасности // Промышленное и
гражданское строительство. 2002. № 6.
3.25. Лужков В.А. Обзор зарубежного опьгга: развитие и перспективные конструк-
тивные решения футеровок бетонных дымовых труб // Электрические станции. 2002.
№ 2. С. 68-69.
3.26. Хожаев С.М. Технология возведения и ремонта дымовых труб // Безопасность
труда в промышленности. 2005. № 10. С. 56-58.
3.27. Субботин Е.В., Лужков В.А., Пазущан В.А. Учет градиента статических давле-
ний внутри и снаружи дымовых труб при оценке причин их разрушения // Безопас-
ность труда в промышленности. 2006. № 6. С. 31-32.
3.28. Сатьянов В.Г., Хапонен Н.А., Пилипенко П.Б. и др. Увеличение ресурса метал-
лической дымовой трубы // Безопасность труда в промышленности. 2007. № 2. С. 37-42.
3.29. Санаев М.Е., Соколова Л.Е., Советкина Л.А. Опыт работ института «УралВ-
НИПИэнергопром» ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» по проектированию,
обследованию и реконструкции домовых железобетонных труб / Пече-трубостроение:
тепловые режимы, конструкции, автоматизация и экология: Труды II Международно-
го конгресса. — Екатеринбург: Уральский университет; Инженерная мысль, 2006.
С. 163-166.
117
Глава 4.
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ
ДЫМОВЫХ (ГАЗООТВОДЯЩИХ) ТРУБ
4.1. Наблюдение за состоянием газоотводящей трубы [4.1]
Наблюдение за правильной эксплуатацией и состоянием газоотводящих труб
и газоходов тепловых электростанций осуществляется с начала их приемки и
в последующем в течение всего периода эксплуатации (см. гл. 1).
Анализ накопленного опыта эксплуатации и ремонта труб позволяет сде-
лать вывод, что основные дефекты являются результатом некачественного стро-
ительства и неправильной эксплуатации труб. В частности, в результате сни-
жения температуры дымовых газов ниже температуры точки росы из-за не-
плотностей наружных газоходов, разрушения или отсутствия теплоизоляции
газоходов и присосов воздуха по газоотводящему тракту на поверхности и
внутри футеровки происходит конденсация из дымовых газов коррозионно-
активных агентов, ствол трубы получает повреждения из-за коррозии бетона
и, как следствие, снижается надежность труб, находящихся в эксплуатации.
По этим причинам все более важное значение в настоящее время приобрета-
ет контроль технического состояния газоотводящих трактов (труб и газохо-
дов).
При своевременном выявлении дефектов их устранение требует существен-
но меньших затрат, чем в случае, когда развитие дефекта достигло стадии, уг-
рожающей разрушением сооружения. Объективная оценка технического со-
стояния труб может быть осуществлена на основе температурных, влажност-
ных, аэродинамических, газовых и коррозионных характеристик.
Получение таких характеристик производится при комплексных обследова-
ниях по специально разработанной методике и представляет существенные
трудности, так как почти все конструкции труб не оснащены эксплуатацион-
ными системами контроля. Более того, до сих пор не разработаны принципы
методического подхода к выбору контролируемых параметров, на основе ко-
торых можно было бы судить о надежности трубы в процессе ее эксплуатации
(см., например, пп. 3.3, 3.4 настоящей книги).
В 2002 г. впервые Госгортехнадзором были введены «Правила безопасности
при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб» ПБ 03-
445-02 в которых на основе опыта организации эксплуатационно-ремонтного
обслуживания труб, имевшегося в отдельных отраслях промышленности [4.2-
4.4] регламентированы сроки обследований, объем и содержание работ по си-
стематическим наблюдениям, периодическим, внеочередным осмотрам наруж-
ных и внутренних конструкций и комплексным обследованиям.
118
Первостепенное внимание уделено периодическим, два раза в год (весной и
осенью) наружным осмотрам службой надзора предприятия, эксплуатирую-
щего газоотводящую трубу.
Внеочередные осмотры должны выполнятся немедленно после стихийных
бедствий (ураганов, землетрясений, пожаров, «хлопков»), а также по требова-
нию экспертной организации.
По каждой газоотводящей трубе оформляется технический паспорт трубы, в
котором должны быть приведены:
- проектные данные газоотводящей трубы;
- данные о сроках строительства и вводе трубы в эксплуатацию;
- характеристика подключаемых теплоагрегатов по проекту и фактически;
- вид топлива, объем и температура удаляемых газов;
- точка росы дымовых газов;
- сведения об осмотрах, обследованиях и ремонтах трубы;
- сведения об авариях, повреждениях и реконструкциях трубы.
Специалист предприятия ответственной по надзору за техническим состоя-
нием газоотводящей трубы должен быть аттестован на знание «Правил безо-
пасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных труб».
Обследования труб должны включать:
- визуальный осмотр наружной поверхности железобетонной трубы и газо-
ходов с ходовой лестницы и светофорных площадок, а в некоторых случаях и
с помощью подвесных приспособлений;
- визуальный осмотр внутренней поверхности газоотводящего ствола (фу-
теровки) по всей ее высоте снизу вверх с помощью подвесных люлек и меж-
трубного пространства с ходовой лестницы и промежуточных площадок;
- определение фактической прочности бетона и кирпича на сжатие, его по-
верхностной твердости, ударным методом;
- отбор, в случае необходимости, проб бетона в виде кернов диаметром 70-
150 мм на всю толщину ствола и кладки футеровки с раствором и их испыта-
ние, определение структуры бетона;
- определение крена газоотводящей трубы;
- исследование изменений характеристик грунтов основания и гидрогеоло-
гических характеристик при недопустимой величине и отсутствии стабилиза-
ции крена;
- расчет несущей способности ствола и конструкций трубы в случае обна-
ружения повреждений основных несущих конструкций трубы, представляю-
щих непосредственную опасность их разрушения (недопустимые по нормам
крены и искривления стволов, выкол и отслоение защитного слоя бетона с
выгибом стержней вертикальной арматуры на участках более 1 м по окружно-
сти, снижение прочности бетона более 30 %, разрушения (расслоения) кирпи-
119
ча кладки ствола на глубину более 15 % сечения стенки на участке более чет-
верти периметра ствола, обрушение участков футеровки более 1 м и др.);
- составление карты дефектов и фиксация картины трещинообразования в
кирпичном стволе, железобетонной оболочке, футеровке и газоотводящем ство-
ле (расположение и ширина раскрытия трещин);
- установление вероятных причин повреждений;
-оформление заключения.
Работам по наружному и внутреннему обследованию газоотводящей трубы
должны предшествовать:
- изучение проектной и исполнительной документации;
- изучение материалов проводимых ранее работ по обследованию, ремонту,
реконструкции трубы.
В случае отсутствия проектной и исполнительной документации, в объем
работ по обследованию трубы должны быть включены обмерные работы для
установления геометрических параметров газоотводящей трубы, а также оп-
ределение физико-механических и физико-химических параметров материа-
лов несущих и ограждающий конструкций неразрушающими методами конт-
роля непосредственно на объекте и путем лабораторных испытаний отобран-
ных образцов материалов.
С целью оценки правильности принципиально новых конструктивных ре-
шений, принятых при разработке высотных газоотводящих труб, предназна-
чаемых для массового строительства, на головных образцах новых конструк-
ций трубообследование проводится по специальной программе работ.
При наружном осмотре железобетонных труб выявляются состояние бетона
(его прочность и плотность), места оголения арматуры и прогибов вертикаль-
ной арматуры, вертикальные и горизонтальные трещины несущего ствола с
частичным или полным раскрытием, выпученные места в защитном слое бе-
тона, разрушения бетона, отслаивания и сколы бетона, отслоения крупного
заполнителя или арматуры от цементного камня, наличие крупнопористого
бетона, места течей и отложений солей и прочие дефекты.
При наружном осмотре кирпичных труб определяется наличие вертикаль-
ных и горизонтальных трещин, разрушение кирпича лещадкой, степень вы-
ветривания швов кладки, места увлажнения поверхности ствола конденсатом
дымовых газов, наличие торообразной деформации ствола между стяжными
кольцами под воздействием сульфатной коррозии, искривление ствола трубы.
Устанавливаются степень и размеры повреждений, предполагаемые причи-
ны их возникновения, а также ориентировочно начало и скорость их развития.
Составляется схема развернутой поверхности ствола трубы с нанесением об-
наруженных повреждений и их размеров.
Целью внутреннего осмотра является выявление состояния недоступных для
наружного осмотра конструкций и элементов трубы (футеровки, теплоизоля-
120
ции и бетонного ствола со стороны газоотводящего ствола, материалов и кон-
струкций газоотводящего ствола с проходным зазором).
При аварийном состоянии футеровки или газоотводящего ствола его осмотр
со стороны дымовых газов традиционным методом с помощью подвесного
приспособления, запрещается по техническим условиям техники безопаснос-
ти. В этом случае можно воспользоваться фотографическим методом обследо-
вания, заключающимся в том, что через монтажные проемы, оголовок трубы,
отверстия для размещения контрольно-измерительных приборов и другие
сквозные отверстия, в том числе сквозные разрушения и специально проде-
ланные отверстия небольших размеров для установки фотокамеры, фотогра-
фируется внутренняя поверхность футеровки или газоотводящего ствола, и
по полученным снимкам составляется развертка внутренней поверхности ство-
ла, по которой судят о его состоянии. Впервые этот метод был применен при
обследовании кремнебетонного газоотводящего ствола дымовой трубы, ава-
рийное состояние которой исключало проведение обследования известными
методами.
В настоящее время широко применяется тепловизионный метод обследова-
ния дымовых труб и газоходов, не требующий остановки энергоблоков, изго-
товления и монтажа специальных приспособлений для подъема внутри ство-
ла [4.5, 4.6] (см. п.4.3). Разработан и освоен способ осмотра футеровки без
останова обслуживаемых трубой теплоагрегатов с помощью спускаемой внутрь
трубы специальной аппаратуры для видеосъемки с применением лазерного
сканера и видеокамеры [4.7].
С внутренней стороны газоотводящий ствол осматривается с использовани-
ем специальных люлек, оснащенных телефонной связью и освещением. При
внутреннем осмотре выявляется прочность материалов газоотводящего ство-
ла, наличие горизонтальных и вертикальных трещин и ширина их раскрытия,
глубина разрушенного коррозией слоя, толщина золовых отложений, плотность
швов, наличие пустошовки и деформаций в виде выпучин.
В трубах с кирпичной футеровкой особое внимание обращается на наличие
местных разрушений, сквозных отверстий и щелей, компенсационных зазо-
ров в узлах сопряжения отдельных звеньев, состояние слезников.
При неудовлетворительном состоянии футеровки осмотр производится
сверху вниз. При частичном отключении подсоединенных к дымовой трубе
котлов футеровка осматривается из отключенного газохода. Наличие кирпи-
чей на перекрытиях может свидетельствовать о наличии местных разрушений
футеровки, а изменение положения чугунного колпака на оголовке трубы — о
возможном разрушении футеровки от коррозии.
Обследования труб должны производиться специализированными органи-
зациями, имеющими соответствующую аккредитацию на указанный вид дея-
тельности.
121
Специализированная организация должна иметь аттестованных в установ-
ленном порядке экспертов, необходимую для проведения обследования нор-
мативно-техническую документацию, приборную и инструментальную базу.
Отсутствие квалифицированного контроля в процессе строительства газо-
отводящих труб приводит к нарушениям требований СНиП, проектных реше-
ний, технологии производства работ. При последующих обследованиях обна-
руживаются на многих трубах пониженная прочность бетона, незаложенные
монтажные проемы в железобетонных стволах, незаложенные ниши в кир-
пичных футеровках, большое количество раковин и пустот в швах бетониро-
вания, неплотности в примыканиях газоходов, отсутствие предусмотренной
проектом теплоизоляции и другие нарушения. Обрушение железобетонных
труб через 5-7 лет после ввода в эксплуатацию (на Аргаяшской ТЭЦ в 1959 г.,
Руставском металлургическом комбинате в 1966 г., на Уфимском нефтепере-
рабатывающем заводе в 1991 г., на Кузнецкой ТЭЦ ОАО Пензаэнерго в 1996 г.
и других объектах) подтверждают необходимость установления периодично-
сти комплексных обследований газоотводящих труб один раз в 5 лет как наи-
более оптимальной для получения объективной информации о степени надеж-
ности сооружений.
До последнего времени не уделялось должного внимания, при проведении
обследований, проверке прочности бетона ствола трубы. Наиболее часто при-
меняемый неразрушающий способ контроля прибором ОМШ-1 позволяет по-
лучить данные о прочности только защитного слоя бетона, которая может зна-
чительно отличаться от прочности бетона по всему сечению стенки ствола.
Показательно в этом отношении обрушение железобетонной трубы высотой
100 м котельной в Кузнецких электросетях ОАО «Пензаэнерго».
Дымовая труба была возведена в 1977 г., введена в эксплуатацию в 1980 г.
До 1992 г. котлы работали на мазуте, с 1993 г. — на газе. Максимальная на-
грузка не превышала 50 %. Температура удаляемых дымовых газов составля-
ла 190-200 °C. В 1994 г. при очередном обследовании трубы было отмечено
разрушение защитного слоя бетона в четырех поясах бетонирования с отм.
22 м до отм. 35 м с обнажением арматуры в отдельных поясах до 4—8 м протя-
женностью по периметру. В сентябре 1995 г. предприятием «Вертикаль» (г.
Самара) был выполнен ремонт трубы, состоявший в штукатурке поверхности
ствола трубы в местах обнажения арматуры с применением специальных сме-
сей, обеспечивающих высокую плотность защитного слоя. Через 3 мес. после
ремонта было замечено отслоение нанесенной штукатурки в местах ремонта.
Дымовая труба обрушилась в 3 часа ночи 30 декабря в тихую погоду при рез-
ком понижении наружной температуры с -10 °C (днем) до -34 °C (ночью). Во
время аварии в работе находился один котел водогрейный производительнос-
тью 50 Гкал.
122
Прочность бетона в сохранившейся части ствола трубы (отм. 15-30 м) оказа-
лась ниже 100 кг/см2 при проектной 300 кг/см2 . В обломках рухнувшей части
трубы содержание крупного заполнителя в бетоне было ниже нормы, с приме-
сью известнякового камня низкой прочности. Арматура легко отделялась от бе-
тона. Видимых признаков сульфатации ни в футеровке ни в бетоне отмечено не
было, что объясняется высокой температурой удаляемых дымовых газов.
Низкая марка бетона рухнувшей части трубы подтверждалась характером
обрушения трубы: с отм. 15-30 м до отм. 60 м бетон рассыпался на мелкие
куски под весом вышерасположенной части, отделившись при обрушении от
арматуры, а верхние 40 м упали с удалением до 45 м от центра трубы и при
ударе разделились на отдельные крупные сегменты, которые потом при убор-
ке территории легко были раздроблены.
До обрушения трубы при ее обследованиях никто ни разу прочность не про-
верял. Причиной аварии в данном случае являлся брак строительства. Когда
выяснилось, что вторую дымовую трубу котельной возводил тот же подряд-
чик, было проведено ее обследование, после которого из-за такой же обнару-
женной низкой прочности бетона ствола, не дожидаясь очередного обруше-
ния, труба была демонтирована до отм. 40 м и внутрь остатка ствола установ-
лен с отм. 5 м металлический газоотводящий ствол.
Большой неожиданностью были данные проверки в 2002 г. прочности бетона
разрушающим методом по испытанию 82 кернов, отобранными в каждом поясе
бетонирования ствола газоотводящей трубы высотой 220 м Астраханской ТЭЦ-
2. При проектной прочности бетона 300 кг/см2, 13 кернов показали прочность
ниже 150 кг/см2 остальные 150-250 кг/см2 и только 3 керна 300 кг/см2.
Разгадку удалось найти через 2 года, когда повторно было отобрано и испы-
тано 30 образцов, показавших в ряде мест еще более низкую прочность и плот-
ность бетона. Судя по структуре бетона, причиной понижения прочности было
недовложение цемента.
При длительном снижении тепловых нагрузок по сравнению с расчетными
в зимний период на многих трубах наблюдается выход на наружную поверх-
ность конденсата дымовых газов, образование наледей и размораживание бе-
тона или кирпичной кладки ствола трубы. Эксплуатация труб с нагрузкой 10-
12 % в зимний период приводит к образованию конденсата на внутренней по-
верхности футеровки, развитию пустошовки в кирпичной кладке, из-за раство-
рения конденсатом натриевого стекла, являющегося связующим в растворе
кладки. Если в начальный период эксплуатации котлы работали на мазутном
топливе, а потом были переведены на газ, то футеровка подвергается сульфа-
тации, проявляющейся в виде деформации кладки выпуклостями, «ростом»
звеньев футеровки, приводящим к опрокидыванию чугунного оголовка тру-
бы, разрушению слезниковых поясов, локальными обрушениями футеровки.
123
4.2. Тепловой и аэродинамический контроль
на газоотводящих трубах
Необходимость повышения надежности и долговечности газоотводящих труб
требует не только более совершенных решений по конструкциям газоотводя-
щего ствола, но и организации контроля эксплуатационных режимов их рабо-
ты. Примером такого комплексного решения могут служить конструкции ды-
мовых труб с противодавлением.
Установка в нижней части трубы приточной камеры с паровым калорифе-
ром, а в отдельных случаях и центробежного вентилятора (на трубах с прину-
дительной вентиляцией) позволяет создавать и регулировать требуемые гид-
родинамический и тепловой режимы. Наиболее важным обстоятельством яв-
ляется обеспечение режима противодавления, когда статическое давление воз-
душной среды по всей высоте трубы превышает статическое давление газовой
среды в стволе. В этом случае даже при самых неблагоприятных гидродина-
мических газовых режимах в газоотводящей трубе фильтрация и диффузия
агрессивной среды к железобетонному стволу исключается.
Не менее важно также соблюдение в трубе любой конструкции требуемого
температурного режима. Поэтому для контроля эксплуатационных режимов на
железобетонных трубах должен предусматриваться тепловой контроль. При этом
устанавливаемый объем контрольно-измерительной аппаратуры выбирается в
соответствии с типом конструкции трубы, но не менее чем на двух отметках по
высоте (как правило, на уровне нижней светофорной площадки и на уровне ’/3
высоты трубы от ее устья) [4.8].
На газоотводящих трубах с противодавлением в принудительно вентилиру-
емом канале предусматривается контроль следующих параметров (рис. 4.1):
• температуры дымовых газов и воздуха в зазоре (регистрация);
• температуры воздуха на входе в воздушный зазор (регистрация и сигнали-
зация повышения или понижения температуры),
• перепада давлений между воздушным зазором и газоотводящим стволом
(регистрация и сигнализация перепада ниже установленного предела);
• давления воздуха после вентиляторов (измерение);
• давления пара перед калорифером и сжатого воздуха дли продувки импуль-
сных линий (измерение).
Для измерения и регистрации температуры газов в газоотводящем стволе и
воздуха в зазоре и на входе в зазор используются термометры сопротивления,
включенные по трехпроводной схеме, в комплекте с самопишущими автома-
тическими уравновешенными мостами. Шеститочечный мост, с помощью ко-
торого контролируется температура горячего воздуха в четырех коробах на
входе в подвесной потолок, имеет позиционное регулирующее устройство с
124
Давление
Температура
Назначение
приборов
дымовых газов на
отметке
воздуха в зазоре
на отметке
41,25 м | 131,25 м
Контроль
41,25 м | 131,25 м
воздуха в проводящих
воздуховодах на
входе в подвесной
потолок
Перепад давления
между воздушным
зазором и дымовым
каналом на отметке
41,25 м| 131,25 м
Контроль и сигнализация
воздуха
после
вентилятора
№1 | №2'
пара
Контроль
Рис. 4.1. Тепловой контроль типовой железобетонной дымовой трубы высотой 180 м: 1 — самопи-
шущий мост; 2 — дифманометр; 3 — тягонапоромер; 4 — напоромер
125
раздельной задачей по каждому каналу. Максимальные и минимальные кон-
такты этого регулирующего устройства используются в схеме сигнализации,
предусматривающей подачу звукового и светового сигналов в следующих слу-
чаях:
- при повышении и понижении температуры горячего воздуха на входе в
воздушный зазор выше установленного значения (четыре точки измерения);
- при уменьшении перепада давлений между воздушным зазором и газоот-
водящим стволом на обеих отметках ниже 50 Па;
- при остановке вентиляторов.
Световые сигналы в виде табло устанавливаются на щите теплового контро-
ля и дублирующие сигналы — на местном щитке сигнализации, который уста-
навливается в помещении блочного щита котельной.
Звуковые сигналы (гудки) устанавливаются: один в помещении щита тепло-
вого контроля и второй дублирующий — в помещении котельной, вблизи ме-
стного щита сигнализации.
Кнопки проверки и съема звукового сигнала, а также проверки сигнальных
ламп устанавливаются как на щите теплового контроля, так и на местном щит-
ке сигнализации.
Все заслонки вентиляционной системы приводятся в действие исполнитель-
ными механизмами М300-10/100. Исполнительные механизмы включаются с
помощью магнитных пускателей МКР-0-58, установленных на щите магнит-
ных пускателей. Каждый исполнительный механизм может включаться с двух
мест: щита теплового контроля и по месту.
В целях безопасности вблизи каждого исполнительного механизма, рядом с
местной кнопкой, устанавливается пакетный выключатель. При его выклю-
ченном состоянии включение соответствующего исполнительного механизма
со щита теплового контроля невозможно.
Заслонки на воздуховодах перед калориферами (забор холодного воздуха)
оборудованы электронагревателями, которые соединены по параллельной схе-
ме. Включение электронагревателей производится только в зимнее время пе-
ред поворотом заслонки. Прогрев должен производиться в течение несколь-
ких минут перед поворотом заслонки. Включение электронагревателей произ-
водится кнопкой по месту.
Все приборы теплового контроля, за исключением дифманометров, монти-
руются на щите теплового контроля, состоящем из отдельных панелей.
Щит устанавливается в специальном помещении для щита, которое нахо-
дится в нижней части трубы под перекрытием.
В помещении для щита устанавливаются также первичные приборы — диф-
манометры для измерения перепада давления в воздушном зазоре и газоотво-
дящем стволе. К первичным приборам подводятся импульсные линии с отме-
126
ток трубы, на которых установлены отборные устройства и термометры со-
противления в специальных блоках.
Для продувки импульсных линий к каждой из них подводится сжатый воз-
дух из котельной.
Питание электродвигателей вентиляторов и щита теплового контроля про-
изводится от блочного щита котельной напряжением 380/220 В.
Для защиты силовых цепей предусматриваются ящики в защищенном ис-
полнении с трехполюсными автоматами. Питание щита теплового контроля
электроэнергией возможно как от одного, так и от другого ввода через двухпо-
люсный переключатель, который устанавливается на щите реле и автоматов.
От термометров сопротивления, устанавливаемых в блоках СИП на соответ-
ствующих отметках трубы, к щиту теплового контроля проводки выполняют-
ся многожильным контрольным кабелем с медными жилами. Все кабели про-
кладываются в одной водогазопроводной трубе Dy = 40 мм. По высоте этой
линии устанавливаются три протяжные коробки, где каждый кабель закрепля-
ется скобами во избежание обрыва от собственного веса.
Контрольные кабели в трубе и импульсные трубы прокладываются по метал-
локонструкциям лестницы и закрепляются на них специальными хомутами.
Предусматривается также подключение к электросети для обогрева поме-
щения щита теплового контроля.
В нижней части каждой импульсной трубы должен быть установлен конден-
сатосборник. Спускные вентили на линиях слива конденсата должны быть
установлены по высоте ниже приборов, к которым подводятся соответствую-
щие импульсные линии.
Тепловой контроль железобетонных труб с противодавлением в естествен-
но вентилируемом канале выполняется почти в том же объеме, как и на трубах
с принудительной вентиляцией, за исключением измерения давления воздуха
после “вентиляторов” и “сигнализации при остановке вентиляторов” ввиду
их отсутствия.
На трубах с проходным зазором тепловой контроль заключается только в
измерении температуры дымовых газов, воздуха в межтрубном пространстве
и температуры наружной поверхности газоотводящего ствола.
Выше описан опыт освоения систем теплового и аэродинамического конт-
роля на дымовых трубах [4.8]. Актуальность использования таких систем со-
храняется и в настоящее время. Приведем данные о результатах реконструк-
ции трубы дымовой железобетонной Н= 120 м пиковой котельной треста «Теп-
лофикация» г. Магнитогорска. Проблема состояла в следующем: железобетон-
ный ствол требовал усиления, кроме того, труба не обеспечивала выход кот-
лов на требуемую тепловую нагрузку. Котельная находится в стесненных ус-
ловиях в густо населенном жилом районе. Для требуемой новой дымовой тру-
127
бы не было места. После выполнения обследования и соответствующих теп-
лоаэродинамических расчетов существующей дымовой трубы и газоходов была
предложена реконструкция газоходов с заменой их на металлические и гео-
метрией, позволяющей снизить потери газоотводящего тракта. Также было
предложено увеличение высоты трубы до 135 м с одновременной установкой
внутреннего газоотводящего ствола из стали с тепловой изоляцией и наращи-
ванием железобетонного ствола трубы решетчатой башней. На оголовке газо-
отводящего ствола, с целью увеличения разрежения дымовых газов в основа-
нии трубы, предусмотрен диффузор. Проектом КИП предусмотрены замеры и
регистрация температуры дымовых газов, внутренней поверхности газоотво-
дящего ствола и воздуха в межтрубном пространстве (по воздуху сигнализа-
ция на превышение температуры свыше 40°С, что является контролем за це-
лостностью тепловой изоляции и прогара металла ствола). Также проектом
предусмотрены замеры динамического и статического давлений отводимых
газов с помощью МЕТРАНА 100 и регистрация ТЕПЛОЭНЕРГОКОНТРОЛ-
ЛЕРом ТЕКОН 10 с возможностью вывода параметров на общий компьютер
управления ТЭЦ [4.25].
4.3. Контроль состояния газоотводящей трубы
с помощью тепловизионной техники
Основные недостатки большинства из существующих методов обследова-
ний дымовых труб состоят в следующем [4.1]:
• необходимость обязательного останова котлов для обследования поверх-
ности ствола (футеровки) со стороны дымовых газов;
• необходимость изготовления и монтажа оснастки для внутреннего обсле-
дования;
• трудность, а порой и невозможность выявления скрытых дефектов на раз-
ных стадиях их возникновения;
• повышенная опасность для лиц, проводящих обследование трубы на высо-
те (до 360 м);
• высокая трудоемкость.
Кроме того, следует отметить, что большинство ТЭЦ обслуживает предпри-
ятия с непрерывным процессом, и поэтому для обследования труб ТЭЦ необ-
ходимо предварительно до останова построить временные газоотводящие трак-
ты и переключать на них котлы на время проведения обследования, что связа-
но с большими затратами.
Применение современных методов неразрушающего контроля, в данном
случае инфракрасной техники, для определения технического состояния газо-
отводящих трактов и других сооружений тепловых агрегатов позволяет оце-
нить состояние сооружений во время нормальной эксплуатации [4.9].
128
Метод основан на визуализации теплового (инфракрасного) излучения на-
гретого объекта с помощью специальной оптики и получения изображения на
экране электронно-лучевой трубки. Дефектоскопия объекта обеспечивается
расшифровкой теплового изображения, так как целый ряд повреждений про-
является в виде изменений температурного поля.
Тепловизионные обследования позволяют определять местные температур-
ные аномалии ствола трубы, участки с повышенной влажностью, участки при-
сосов воздуха или выбросов газа в дымовых трубах и прилегающих газоходах,
места золоотложений.
Тепловизионное обследование проводится при отсутствии солнечного излу-
чения либо через 2-3 ч после захода солнца, желательно в сухую безветрен-
ную погоду.
При проведении обследования могут быть выявлены следующие дефекты:
дефектные швы бетонирования; трещины несущего ствола с частичным или
полным раскрытием; понижение сопротивления газопроницанию материала
несущего ствола; разрушение несущего ствола; разрушение в виде сквозных
трещин и вывалов футеровки; отсутствие или неисправность теплоизоляции в
прослойке между стволом и футеровкой и некоторые другие повреждения.
Кроме того, может быть выявлено наличие золовых отложений на поверхно-
сти футеровки дымовой трубы.
Обследование проводится с использованием тепловизора (рис. 4.2), пред-
ставляющего собой оптико-электронную систему, преобразующую тепловое
излучение (определенного спектрального состава) поверхности в видимое тер-
мальное изображение, называемое термограммой.
На термограмме участкам поверхности объекта с определенной температу-
рой соответствует определенная интенсивность цветных полутонов.
Рис. 4.2. Комплект тепловизионной аппаратуры
129
Согласно [4.6], в качестве основных средств теплового контроля предусмат-
риваются тепловизоры, инфракрасные сканеры и другие приборы, зарегистри-
рованные в государственном реестре средств измерений или имеющие серти-
фикат соответствия и допущенные к применению в Российской Федерации.
Средства теплового контроля, внесенные в государственный реестр средств из-
мерений, проходят метрологическую поверку в организациях, аккредитованных
Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Основные параметры тепловизоров и сканеров:
• спектральный диапазон — 2,5-14,0 мкм;
• диапазон измеряемых температур — от -20 °C и ниже до +200 °C и более;
• абсолютная погрешность измерения температуры — не более плюс/минус
2 °C;
• формат изображения — не менее 128x240 элементов;
• частота кадров тепловизоров — не менее 0,5 Гц;
• пространственное разрешение элементов разложения в строке сканеров —
не менее 100;
• рабочий температурный диапазон эксплуатации — от -20 °C и менее до
+50 °C и более.
Примечание. Диапазон измеряемых температур и эксплуатации опреде-
ляется объектом контроля.
Для тепловизоров и сканеров рекомендуется наличие системы записи тер-
мограмм, автономного питания, и по возможности отсутствие жидких хлада-
гентов.
При тепловом контроле кроме тепловизоров или инфракрасных сканеров,
являющихся основными средствами измерений, используют дополнительные
средства измерений, отвечающие тем же требованиям: пирометры, приборы
для определения параметров окружающей среды, например, цифровые термо-
метры, измерители влажности, анемометры, измерители плотности теплового
потока, в том числе самопишущие регистраторы перечисленных величин с
электронной памятью.
Для создания дополнительной тепловой стимуляции используют специаль-
ные нагреватели или охлаждающие устройства.
Для перемещения объекта контроля в поле зрения тепловизора используют
специальные сканирующие устройства.
Для расчета количественных характеристик объектов контроля и парамет-
ров дефектов используют персональные компьютеры, стандартное и специа-
лизированное программное обеспечение.
Примерный перечень дополнительной аппаратуры, используемой при теп-
ловом контроле, приведен в табл. 4.1.
Также согласно [4.6], специалисты, осуществляющие тепловой контроль,
аттестуются в соответствии с Правилами аттестации персонала в области не-
130
Таблица 4.1
Примерный перечень дополнительной аппаратуры, используемой
при тепловом контроле [4.6
№ п/п Наименование прибора Диапазон параметра Погрешность измерений Диапазон рабочих температур эксплуатации
1. Инфракрасный пирометр Диапазон измеряемых температур от -20 °C до +200 °C; показатель визирования не более 1:25 ±1,5°С От-20 °C до+50 °C
2. Термометр контактный цифровой От -20°С до +200°С +0,5 °C От-20 °C до+50 °C
3. Измеритель влажности 0,5-99,0% ±2% От -20 °C до +50 °C
4. Регистратор температуры самопишущий От—40°С до+150°С +0,5 °C От-20 °C до+50 °C
5. Измеритель плотности тепловых потоков 1-2000 Вт/м2 +10% От -20 °C до +50 °C
6. 7. _ Анемометр цифровой Фотоаппарат цифровой 0,4-30,0 м/с ±2% От 0 °C до +50 °C От -20 °C до +50 °C
разрушающего контроля (ПБ 03-440-02), утвержденными Постановлением
Госгортехнадзора России от 23 января 2002 г. № 3, зарегистрированным Ми-
нистерством юстиции Российской Федерации 17 апреля 2002 г., регистраци-
онный № 3378.
Руководитель работ по тепловому контролю должен иметь квалификацию
не ниже II уровня в соответствии с ПБ 03-440-02.
Перед проведением обследования для последующего анализа результатов
изучаются проектная и исполнительная документации по обследуемым тру-
бам, а также данные об условиях эксплуатации трубы в период обследования;
температура отводимых газов; объем отводимых в единицу времени газов.
Для привязки местоположения выявленных в ходе обследования дефектов и
температурных аномалий подготавливается план трубы в трех-четырех экзем-
плярах (по числу точек, с которых будет обследоваться труба).
Выбор точек, с которых будет проводиться обследование трубы, произво-
дится таким образом, чтобы участки поверхности трубы, находящиеся в поле
объектива тепловизора при обследовании с двух соседних точек, перекрыва-
лись, и вся поверхность трубы была доступна для обследования. Точки обсле-
дования по возможности должны располагаться ближе к поверхности трубы.
Если труба с какой-либо стороны недоступна для обзора с поверхности земли,
возможен выбор точек на крышах главных корпусов и других технологичес-
ких сооружений ТЭС.
Тепловизионная съемка дымовой трубы проводится с расстояния 80-100 м с
применением объектива 7 градусов по кадрам, с последующим их монтажом
при компьютерной обработке. Увеличение расстояния при съемке трубы, а так
же неблагоприятные погодные условия приводят к искажению температурно-
131
го поля и, как следствие, к невозможности качественного определения темпе-
ратурных аномалий на поверхности трубы. На рис. 4.3 приведена схема распо-
ложения оператора при съемке [4.5].
Обследование дымовой трубы в процессе эксплуатации имеет целью изуче-
ние ее состояния. Определяются необходимость проведения ремонта и его
объем, реконструкции, выявляются процессы, оказывающие вредное влияние
на несущую способность и долговечность трубы с последующим их устране-
нием или предотвращением [4.10].
В ходе обследования состояние трубы определяется визуально с земли с по-
мощью бинокля, а также тепловизионной съемкой как минимум с трех точек
по всей высоте трубы и по всему периметру (рис. 4.3).
Перед выполнением работы необходимо ознакомиться с технической доку-
ментацией (паспортом) дымовой трубы, изучить отчеты о предыдущих ее об-
следованиях и сведения о проведенных ремонтах. Съемка и осмотр дымовой
трубы должны проводиться в пасмурный день или в ночное время, чтобы мак-
симально исключить влияние солнечной радиации.
Также необходимо изучить проект трубы для ознакомления с ее общей кон-
струкцией и отдельными элементами, примененными материалами, с измене-
ниями, внесенными в проект во время строительства, условиями строитель-
ства, периодом возведения «зима, лето» и другими особенностями и условия-
132
ми эксплуатации трубы для оценки влияния эксплуатационных факторов на
развитие дефектов.
Все эти работы проводятся для выявления дефектов, появившихся при воз-
ведении трубы и в ходе ее эксплуатации. При этом определяются характер и
размеры дефектов, анализируются причины их возникновения, а также уста-
навливается (ориентировочно) время их появления и дается прогноз дальней-
шего развития. При обследовании дымовой трубы одновременно осматрива-
ются подсоединенные к ней газоходы.
При обследовании дымовой трубы ведется запись термографической кар-
тинки на электронный носитель для последующего компьютерного анализа
изображения. Основное внимание уделяется несущим конструкциям трубы,
фундаменту или опорной части, стволу, футеровке, растяжкам и анкерным ус-
тройствам и т.п., а также повреждениям, обнаруженным при ранее проверен-
ных осмотрах.
При осмотре наружной поверхности железобетонной трубы выявляются:
места размещения оголенной арматуры и места с прогибами вертикальной
арматуры, вертикальные и горизонтальные трещины, выпученные места в за-
щитном слое бетона, отслоения и сколы бетона, отслоения крупного заполни-
теля или арматуры от цементного камня, наличие крупнопористого бетона,
места течей и другие дефекты. При этом внимательно осматриваются швы
бетонирования и сохранность маркировочной окраски поверхности.
При осмотре поверхности металлической дымовой трубы устанавливаются
места повреждений из-за дефектов конструкции, некачественного монтажа,
обширной коррозии с наружной стороны.
При осмотре наружной поверхности кирпичной дымовой трубы выявляют-
ся трещины, места разрушения кладки от попеременного замораживания и
оттаивания или выкрашивание кирпича и прочие дефекты.
Осмотры дымовой трубы ведутся с участием ответственного представителя
для пояснений и фиксации выявленных дефектов. Тепловизионная съемка
дымовой трубы выполняется с применением телеобъектива по кадрам, с пос-
ледующим их монтажом при компьютерной обработке. Увеличение расстоя-
ния при съемке трубы, а также неблагоприятные погодные условия приводят к
искажению температурного поля и, как следствие, к невозможности качествен-
ного определения температурных аномалий на поверхности трубы.
Результаты осмотра трубы оформляются совместным актом, в котором пере-
числяются обнаруженные дефекты и, при срочной необходимости, намечают-
ся мероприятия по их устранению с указанием сроков.
Для оценки состояния дымовой трубы проводятся теплотехнические расче-
ты, позволяющие изучить аномалии, выявленные при инфракрасном контро-
ле. При этом конечная цель расчетов сводится к определению температур на
133
наружной поверхности ствола трубы, исходя из предположения соответствия
конструкции дымовой трубы проектной, сравнению их с температурой ано-
мальных участков, обнаруженных с помощью тепловизора, и определению
возможных причин этого несоответствия.
Для проведения такого расчета должна быть заранее проведена градуировка
тепловизора с используемым объективом, т.е. выявлена зависимость выходно-
го сигнала тепловизора от измеряемой температуры абсолютно черного тела.
С целью упрощения расчетов используется температурный репер, т.е. сово-
купность двух чисел — температур какой-либо точки поверхности Т и соот-
ветствующего этой же точке сигнала тепловизора /.
Построение температурных полей производится по полученным при тепло-
визионном обследовании термоизображениям. При построении необходимо
исключать попавшие в поле зрения тепловизора посторонние предметы (на-
пример, линии электропередачи, газопроводы, деревья и т.п.).
Температуры, соответствующие изотермам на термоизображении, опреде-
ляются по градуировочным кривым в соответствии с руководством по приме-
нению тепловизора.
В качестве входной информации для счета по программе используются сле-
дующие данные: уровень изотермы; температура в реперной точке; уровень
изотермы в реперной точке; температурный диапазон; коэффициент излуче-
ния поверхности; коэффициент затухания (либо расстояние до объекта).
Изотермы с указанием соответствующих температур наносятся на план
трубы.
Для анализа температурных аномалий следует выяснить на основе получен-
ных на ТЭС данных, работает ли вся труба под разрежением, или некоторые
участки находятся под избыточным давлением.
Проводится теплоаэродинамический расчет дымовой трубы. В качестве ис-
ходных данных применяются параметры, полученные в период съемки: тем-
пература и объем дымовых газов в трубе; температура и скорость наружного
воздуха.
Расчеты проводятся для различных конструктивных вариантов трубы, а имен-
но: проектной конструкции; в предположении отсутствия изоляции между
футеровкой и железобетонным стволом; в предположении отсутствия изоля-
ции и футеровки. Могут быть приняты для расчета и другие варианты дефек-
тов и повреждений в трубе. Полученные результаты расчетов по температуре
наружной поверхности трубы сравниваются с термограммами тепловизион-
ных съемок. Аномалии на термограммах должны соответствовать результа-
там теплоаэродинамических расчетов при гипотетических дефектах в конст-
рукции дымовой трубы.
134
Температура наружной поверхности т в таких трубах при стационарном ре-
жиме для нормального (проектного) технического состояния ввиду значения
отношения наружного диаметра к внутреннему, близкого к 1, определяется по
формуле плоской стенки [4.5, 4.11]
T = ZH + (^-OW (4-1)
где tY, t — соответственно температура дымовых газов в трубе и наружного
воздуха; Ro — общее термическое сопротивление теплопередаче дымовых га-
зов к наружному воздуху, (м2 с)/Вт:
R = R + ZR. + R;
Or i н*
Rr, Rh — термическое сопротивление теплоотдаче дымовых газов и наружного
воздуха, (м2с)/Вт; Z/?. — суммарное термическое сопротивление конструктив-
ных слоев дымовой трубы проектного состояния, (м2 °С)/Вт.
В случае появления дефекта в дымовой трубе, проявляющегося в виде выпа-
дения кирпичей футеровки, изоляции, в уменьшении толщины бетона и др., ее
термическое сопротивление в месте дефекта снижается, а температура наруж-
ной поверхности бетона соответственно повышается в сравнении с нормаль-
ным состоянием и будет равна
= (4-2)
где т', R' — то же, что и в выражении (4.1) для дефектного состояния дымовой
трубы.
Вычитая выражение (4.1) из выражения (4.2) получим избыточную темпера-
туру наружной поверхности в дефектном сечении дымовой трубы в сравне-
нии с ее нормальным состоянием Ат, которая выражается формулой
А/ - А/? - 7?и
Я0(7?0-АЯ)’
(4.3)
где &R — термическое сопротивление отсутствующих в месте дефекта конст-
руктивных слоев, характеризующее степень дефектности дымовой трубы,
(м2с)/Вт; А/ = tT - tn.
Из выражения (4.3) следует, что избыточная температура определяется тем-
пературными условиями внутри и снаружи дымовой трубы в момент съемки
((., 7?г) и (?н, 7?н), ее общим термическим сопротивлением теплопередаче 7?0 и
техническим состоянием (величиной &R). При отсутствии дефектов в дымо-
вой трубе, когда А/? = 0 избыточная температура также равна 0.
Используя данные табл. 4.2 в которой определены значения термических со-
противлений различных конструктивных слоев трубостроительных материа-
135
Таблица 4.2
Теплофизические параметры конструктивных слоев дымовой трубы
Слой термического сопротивления теплопередаче в дымовой трубе Толщина 5, м Скорость W, м/с Коэффициент теплопроводности X, Вт/(м°С) Коэффициент теплоотдачи а, Вт/(м2-°С) Термическое сопротивление R, (м2-°С)/Вт
Железобетон 0,80 — 1,914 — 0,418
0,55 — 0,287
0,26 — 0,136
0,16 — 0,083
Футеровка из кирпича:
красного 0,25 — 0,928 — 0,269
0,12 — 0,129
диатомового 0,23 — 0,464 — 0,496
0,113 — 0,243
легковесного 0,25 — 0,754 — 0,331
0,12 — 0,159
кислотоупорного 0,23 — 1,392 — 0,165
0,113 — 0,081
Тепловая изоляция из плит 0,08 — 0,075 — 1,067
минераловатных М200 0,05 — 0,67
Котельный шлак 0,08 — 0,299 — 0,276
0,05 — 0,167
Воздушный невентилируемый зазор 0,05 — 0,030 — 1,667
Дымовые газы — 5 — 11,48 0,087
— 10 — 18,56 0,054
— 15 — 25,29 0,039
Наружный воздух — 3 — 15,08 0,066
— 4 — 18,21 0,055
— 5 — 21,11 0,047
лов, включая сопротивления теплообмену на поверхностях, по формуле (4.3)
может быть рассчитана избыточная температура при известных режимах экс-
плуатации дымовой трубы (температуре и скорости газов в трубе и наружного
воздуха).
Задавшись температурным перепадом А/ = 100 °C можно рассчитать избы-
точную температуру Ат для всех возможных вариантов дефектов в дымовой
трубе любой конструкции и режимов эксплуатации, зависимость которой от
указанных параметров представлена на рис. 4.4. Используя прямую зависи-
мость между Ат и А/ согласно выражению (4.3) и пользуясь графиками рис. 4.4
можно определить избыточную температуру для любых других температур-
ных условий ТВ-съемки дымовой трубы, характеризуемых значением А/, по
выражению
Ч = Ат1ооЧ/100’ (4-4)
136
О 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 Ж (м2-°С)/Вт
Рис. 4.4. Изменение избыточной температуры на наружной поверхности дымовой трубы без венти-
лируемого канала при разности температуры газов и наружного воздуха 100 °C в зависимости от
степени дефектности: а — при скорости дымовых газов 10 м/с н различной скорости наружного
воздуха; б — при скорости наружного воздуха 3 м/с и различной скорости дымовых газов: 1 — =
= 3 м/с; w > 30 м/с; 2 — w = 5 м/с; w = 15 м/с; 3 — w >20 м/с; w = 10 м/с
’г ’ н ’г ’ н ’г
где Дт100 — избыточная температура, определяемая по рис. 4.4 (при Д/ =
= 100 °C); Дтд — избыточная температура, соответствующая действительному
перепаду температур Дг
Получаемые методом ТВ-съемки термограммы наружной поверхности ды-
мовой трубы представляют собой также уровень избыточных температур, при-
чина появления которых должна анализироваться с помощью приведенных
ранее табл. 4.2, рис. 4.1 и выражения (4.4).
137
VWZ
Вт = 31-33 °C
El т свыше 33 °C
т = 23-24 °C
й т = 24-25 °C
0т 25-27 °C
шт =27-29 °C
Рис. 4.5. Тепловизионная термограм-
ма наружной поверхности дымовой
трубы
Так, например, по данным ТВ-съемки дымо-
вой трубы на отметках 14-24 м избыточная тем-
пература составила Дт = 8-9 °C (рис. 4.5). Здесь
же дымовая труба имеет слой бетона толщиной
5б = 0,26 м, кладку из кислотоупорного кирпи-
ча 5к = 0,12 м и между ними тепловую изоля-
цию из минераловатных плит толщиной Зп =
0,08 м, что согласно приведенной табл. 4.2 со-
ответствует сумме термических сопротивлений
ХЯ = 0,14 + 1,067 + 0,08 = 1,287 (м2-°С)/Вт. Теп-
ловизионная съемка дымовой трубы осуществ-
лялась при скорости дымовых газов в устье тру-
бы 9 м/с и ветра 5 м/с, что на отметке трубы 24
м соответствует Яг = 0,06 (м2-°С)/Вт и Ян = 0,047
(м2-°С)/Вт.
Температура газов в трубе и наружного возду-
ха была: /. = 137 °C; /н = 20 °C (Д/д =117 °C). Из
выражения (4.4) при Д/д = 117 °C и Д1д = 8 °C
получим Дт|00 = 6,8 °C. Тогда, пользуясь рис. 12.3,
а при Дт|00 = 6,8 °C и ЕЯ. = 1,287 (м2-°С)/Вт, по-
лучим ДЯ = 1,083 (м2-°С)/Вт, что для данной тру-
бы наиболее вероятно характеризует отсутствие
слоя тепловой изоляции, имеющей термическое
сопротивление Ян = 1,067 (м2-°С)/Вт.
В приведенном примере имеются три конст-
руктивных слоя — железобетон, тепловая изо-
ляции и футеровка. Термическое сопротивле-
ние тепловой изоляции из минераловатных
плит в зависимости от ее увлажнения, уплот-
нения (температуры) и других факторов может
отличаться от ее исходного (проектного) состо-
яния на 10-15 %, что в абсолютных величинах
составляет около 0,1 (м2-°С)/Вт и сравнимо со
значениями термических сопротивлений желе-
зобетона и футеровки. Поэтому при наличии в
дымовой трубе тепловой изоляции из минераль-
ной ваты обнаружение других дефектов, кроме
тепловой изоляции, затруднено из-за относи-
тельно малых значений термических сопротив-
лений других конструктивных слоев. Если в
дымовой трубе тепловая изоляция из минераль-
138
ной ваты отсутствует, как, например, в новых конструкциях с футеровкой из
полимерцементного и полимерсиликатного бетона, то ТВ-дефектоскопия уп-
рощается благодаря соизмеримости между собой термических сопротивлений
всех конструктивных слоев.
Как видно из приведенного примера, для правильной дефектоскопии дымо-
вой трубы с помощью инфракрасной техники важно как можно более точно
обеспечить получение действительной термограммы на тепловизоре и уста-
новить температурные условия съемки.
С этой целью при выборе места установки тепловизора в поле визирования
необходимо обеспечить исключение восходящих потоков теплового воздуха и
пара от вентиляционных систем, от промышленного оборудования, котлов и
открытых водоемов. Так как выражения (4.1)-(4.4) составлены для стацио-
нарных условий работы трубы, то ТВ-измерения должны проводиться при ква-
зистационарных условиях работы, которые характеризуются предельным ко-
лебанием температуры дымовых газов в трубе и наружного воздуха в течение
суток, предшествующих съемке, не более 3-5 °C, а изменение нагрузки (рас-
хода газа в трубе) не должно превышать 30 % от исходного (замеренного в
начале суток). Для получения теплового потока через конструктивные слои
дымовой трубы, обеспечивающего разность между температурой наружной
поверхности и наружного воздуха более 5 °C, температура газов в трубе долж-
на быть не ниже 70 °C, а скорость ветра при этом не более 3-5 м/с.
За расчетные температуры газов и наружного воздуха при анализе дефектов
в трубе по рис. 4.2 принимаются среднесуточные значения предшествующих
ТВ-съемкам суток.
Собственно ТВ-съемка дымовой трубы включает ТВ-съемку обзорной тер-
мограммы, градуировку тепловизора и ТВ-съемку детальных термограмм.
Полученную на экране тепловизора обзорную термограмму сопоставляют с
эскизом поверхности объекта и фиксируют расположение температурных ано-
малий. Обзорную термограмму фотографируют или записывают на видеомаг-
нитофон. При выявлении температурных аномалий намечают участки для де-
тальной ТВ-съемки.
Детальная термограмма служит основой для количественной оценки состо-
яния обследуемого участка по распределению температурных полей на повер-
хности. ТВ-съемку начинают с высвечивания на экране участков с аномаль-
ной температурой поверхности с помощью изотермы.
Искомую температуру наружной поверхности ограждения в зависимости от
значения выходного сигнала L по результатам градуировки определяют по
формуле
Т = Т1+ _7~ (L~Li)> (4.5)
Л2 Lx
139
где т т2 — температуры реперных участков; £, — выходные сигналы теп-
ловизора от реперных участков.
Таким образом, устанавливается возможный дефект в дымовой трубе по со-
впадению аномалий на термограммах тепловизионной съемки и результатов
теплоаэродинамических расчетов. Определяется по масштабу съемки отметка
расположения дефекта, его предполагаемый характер и размер.
При анализе характера температурной аномалии на поверхности трубы, по-
лученной при тепловизионной съемке и по результатам визуального осмотра,
следует использовать информацию приведенную в Приложении 12 [4.5].
Описание дефектов газоотводящих труб и соответствующих им тепловых
полей приведено в табл. 4.3.
При определении типа дефектов следует уточнить, не вызвана ли аномалия
на термограмме за счет различия в коэффициентах излучения участков повер-
хности, различия в коэффициентах теплообмена по высоте или других воз-
можных обстоятельств, чтобы не допустить ложного толкования результатов
съемки. Во всех этих случаях требуется внимательный, квалифицированный
Таблица 4.3
Дефекты и повреждения газоотводящих труб
Тип дефекта Тепловое поле Примечание
труба под разрежением труба под избыточным давлением
Неплотный шов бетонирования Трещина несущего ствола Г оризонтальная холодная линия Холодная линия Г оризонтальная теплая линия Холодная линия Подтверждается при визуальном осмотре
Сквозная трещина несущего ствола Холодная линия Тепловая линия
Понижение сопротивления газопроницанию материала несущего ствола Холодный участок Теплый участок
Разрушение несущего ствола В зависимости от глубины разрушения холодный либо теплый участок Теплый участок Устанавливается при визуальном осмотре
Коррозия футеровки до 60% Обрушение футеровки Понижение сопротивления газопроницанию футеровки Отсутствие теплоизоляции в прослойке между стволом и футеровкой Теплый участок
Золовые отложения Холодный участок Холодный участок Возможность возникновения уточняется по проекту
140
анализ, выполняемый подготовленными специалистами, владеющими как теп-
ловизионной аппаратурой, ее методами съемки, так и методами проведения
теплоаэродинамических расчетов в области газоотводящих труб.
Тепловизионный контроль вновь вводимых в эксплуатацию или введенных
после ремонта газоотводящих труб дает возможность проводить качество стро-
ительных работ и выявить скрытые дефекты, а при последующих тепловизи-
онных съемках проследить процесс старения труб и развитие дефектов.
Высокоэффективен тепловизионный контроль газоотводящих труб с венти-
лируемым зазором между железобетонным стволом и футеровкой. При прове-
дении обследования таких труб тепловизионным методом производится съемка
труб в двух режимах: при работающих, а потом при отключенных вентиляцион-
ных установках. По термограммам можно установить места засоренности зазо-
ра, его закрытие вследствие деформации футеровки, места поступления наруж-
ного воздуха через неплотности ствола и дымовых газов через футеровку.
Тепловизионный метод может быть использован для диагностики газоотво-
дящих кирпичных и железобетонных труб, кроме труб с внутренними метал-
лическими и кремнебетонными стволами.
При обследовании газоотводящих кирпичных и железобетонных труб боль-
шие затруднения возникают в определении состояния теплоизоляции, выпол-
няемой из минераловатных плит. При нарушении газоплотности футеровки
пустошовкой, сквозными трещинами под воздействием проникающей в зазор
парогазовой среды происходит разрушение минеральной ваты, изменение тер-
монапряженного состояния ствола трубы. Тепловизионная съемка позволяет с
минимальными затратами установить наличие мест с разрушенной теплоизо-
ляцией.
Незаменима роль тепловизионного контроля при производстве работ по вос-
становлению теплоизоляции методом засыпки сыпучим теплоизолирующим
материалом или заливкой вспенивающим составом. По термограммам уста-
навливаются незаполненные теплоизоляцией зоны, а через год эксплуатации
определяются места и объем дозасыпки теплоизоляции после ее усадки.
4.4. Обследование футеровки дымовой трубы без ее останова
Внутреннее обследование футеровки и газоотводящих стволов труб прово-
дится, как правило, при остановленных обслуживаемых агрегатах и отклю-
ченных от них труб. В случае невозможности по технологическим причинам
или экономической нецелесообразности остановки технологических процес-
сов, связанных с дымовой трубой, производится обследование футеровки без
остановки обслуживаемых агрегатов с помощью диагностического комплек-
са, включающего видеосканеры с системой термо- и аэростабилизации и под-
вижным механизмом [4.7].
141
Рис. 4.6. Сканирующий аппарат для обнаружения дефектов внутренних поверхностей действующих
Дымовых труб
142
Рис. 4.7. Подъемный кран-манипулятор
Рис. 4.8. Грузовая лебедка
143
Рис. 4.9. Подъемно-транспортный механизм
144
Рис. 4.10. Сканирующий аппарат в полости дымовой трубы
145
В состав диагностического комплекса «Сканлайнер», разработанного ООО
«Центр исследований экстремальных ситуаций» (Москва) входят:
• сканирующий аппарат;
• подъемно-транспортный механизм;
• компьютерное и программное обеспечение для обработки результатов.
Сканирующий аппарат (рис. 4.6) предназначен для обнаружения и измере-
ния координат и размеров дефектов внутренних поверхностей действующих
дымовых труб в условиях их нормального функционирования.
Под дефектами подразумевается нарушение футеровки дымовых труб в виде
разрушившихся или выпавших кирпичей, а также начальные стадии разруше-
ния футеровки в виде трещин.
Аппарат производит видеосъемку футеровки при помощи видеокамер, за-
щищенных термопрочным корпусом. Запись информации производится на
бортовой компьютер.
Для обеспечения работоспособности в условиях функционирующей трубы
аппарат снабжен;
• термопрочным корпусом;
• системой охлаждения;
• системой аэродинамической стабилизации в потоке высокотемпературных
газов;
• лазерным каналом — оптической системой развертки и приема луча;
• системой подвески.
Подъем аппарата и его спуск в полость трубы производится при помощи
подъемно-транспортного механизма (рис. 4.7^1.10). Вертикальные координа-
ты аппарата контролируются с помощью грузовой лебедки (рис. 4.8). Полу-
ченная запись обрабатывается на ЭВМ после изъятия прибора из трубы. Ре-
зультаты видеосъемки записываются на CD-диск и прилагаются к отчету. Фай-
лы записываются в формате BMP. Просмотреть файлы можно с помощью стан-
дартных программ, поставляющихся с Windows, с помощью различных гра-
фических пакетов и программ для просмотра графических файлов: ACDSee,
Photoshop, CorelDraw, Image, PaintBrush.
С помощью данного комплекса проведено обследование сотен дымовых труб
[4.12] и других агрегатов [4.13]. Осваиваются новые виды аппаратуры для ди-
намического анализа устойчивости высотных сооружений [4.14].
4.5. Аппаратура и приборы для переодических измерений
на газоотводящих трубах
Для измерений температуры в газоотводящих трубах используются элект-
рические термометры сопротивления [4.15].
146
Наиболее пригодными металлами для изготовления термометров сопротив-
ления, представляющих собой обычно спиральную обмотку из тонкой прово-
локи или ленты, заключенную в специальную арматуру, являются платина
марки «Экстра» и медь (провода марок ПЭС и ПЭШО). Эти металлы удобны
потому, что зависимость их электрического сопротивления от температуры
близка к линейной и они могут быть получены в химически чистом виде. Пос-
леднее имеет большое значение для изготовления стандартных термометров с
одинаковыми характеристиками.
Термометры сопротивления измеряют среднюю температуру среды в зоне
расположения их чувствительного элемента (обмотки). Платиновые электри-
ческие термометры сопротивления применяются для измерения температуры
в пределах 200-500 °C, а медные 50-150 °C. Недостаточно большая прочность
обмотки обоих термометров и сильное окисление меди при температурах выше
+150 °C не позволяет использовать эти приборы для измерения более высоких
температур.
При проведении испытаний на газоотводящих трубах для измерения темпе-
ратуры должны применяться термоэлектрические пирометры, включающие
первичный прибор — термопару, непосредственно соприкасающуюся с изме-
ряемой средой, вторичный прибор (потенциометр) и соединительные линии,
связывающие первичные и вторичные приборы. Рекомендуется применение
термопар хромель-копелевых, достаточно устойчивых против воздействия
окислительной среды до температуры 600-700 °C. Свободные концы термо-
электрического термометра должны быть расположены в месте, где удобно
стабилизировать температуру или производить ее измерение.
Схема соединения первичного со вторичным прибором представлена на
рис. 4.11. Более подробно см. [4.16].
Рис. 4.11. Схема термоэлектрического пирометра: 1,2 — термоэлектроды; 3 — горячий спай; 4 —
изоляция; 5 — защитная оболочка; 6 — головка термопары; 7 — вкладыш с зажимами; 8, 9 — ком-
пенсационные провода; 10 — соединительные провода; 11, 12 — холодные спаи; 13 — электроизме-
рительный прибор; 14 — термостат
147
Измерение давления и разрежения
Полное давление движущейся газовой среды слагается из двух частей, пред-
ставляющих ее потенциальную и кинетическую энергию:
Рп = Рст+^д <4-6)
где — статическое давление потока; ра — динамическое давление потока
(скоростной напор).
В газоотводящей трубе измеряемыми параметрами являются статическое
давление (разрежение) газов и воздуха в вентилируемом канале и их раз-
ность. Давления (разрежения) в газоотводящей трубе обычно не превышают
1000 Па, поэтому для измерения указанных параметров применяются напо-
ромеры, тягомеры и тягонапоромеры с упругими или вялыми мембранными
чувствительными элементами. Измерение разности давлений осуществля-
ется с помощью дифманометров. Дифманометры преобразуют сигнал раз-
ности давлений в электрический сигнал, фиксируемый показывающим при-
бором, который может располагаться на значительном расстоянии от дифма-
нометра. Для измерений в газоотводящих трубах используются дифманомет-
ры с упругими чувствительными элементами — мембранные (типа ДМ) и
сильфонные (типа ДС).
При измерении статического давления потока газа (воздуха) важно правиль-
но произвести отбор давления (импульса) измеряемой среды, так как в про-
тивном случае возможны значительные погрешности измерения за счет влия-
ния, оказываемого динамическим давлением (скоростным напором) потока.
Рациональными являются приемники статического давления, выполненные
в виде изогнутых напорных трубок с закрытым наконечником, имеющих на
боковой поверхности небольшие отверстия для замера давления.
При проведении испытаний на дымовых трубах для повышения точности
измерений статических давлений следует к показаниям прибора вводить тем-
пературную поправку, учитывающую влияние разности температур между
измеряемой средой в соединительной линии и окружающим прибор возду-
хом, и определяемую по формуле:
Ah = H ^~Р-Г , (4.7)
Рж Рг
где Н — разность отметок между точкой отбора импульса и положением верх-
него уровня рабочей жидкости в приборе, м; рв, рг, рж — плотность окружаю-
щего воздуха, измеряемой газовой среды в соединительной трубке и рабочей
жидкости в приборе, кг/м3. Температурная поправка имеет при определении
давления положительный знак, и разрежения — отрицательный.
148
Измерение скорости газов
Скорость движения потока может быть определена с помощью напорной
(пневмометрической) трубки, которой осуществляется измерение динамичес-
кого давления (скоростного напора) потока в месте расположения их измери-
тельной части (наконечника). Указанное давление согласно уравнению (4.6)
является долей полного давления движущейся в трубе среды.
Динамическое давление потока связано со скоростью его движения, м/с, ра-
венством:
где w — скорость; g — ускорение силы тяжести.
Для практических условий формула (4.8) принимает вид:
w = 4,43<J/?;/pr , (4.9)
где кит — коэффициент напорной трубки. Для напорной трубки Прандтля при
Re > 3000 кнт~ У',р' — видимое динамическое давление потока по показанию
вторичного прибора, кгс/м2.
Определение расхода газа в газоотводящей трубе производится по формуле,
в которую входит средняя скорость потока, учитывающая неравномерность
распределения скоростей по сечению трубы.
Измерение скорости движения потока с помощью напорных трубок практи-
чески осуществимо в пределах скоростей 5-35 м/с, что допускает возможность
измерения скоростей в газоотводящих стволах.
В воздушном вентилируемом канале трубы с противодавлением и в меж-
трубном пространстве труб с проходным зазором чаще всего скорости ниже
5 м/с, и в этом случае напорные трубки не пригодны. Для измерения малых
расходов и скоростей используются анемометры: чашечные, крыльчатые и тер-
моанемометры.
При измерении чашечным и крыльчатым анемометрами одновременно вклю-
чаются механизм анемометра и секундомер и определяется разность между
конечным и начальным показаниями анемометра в течение 1-2 мин. Опреде-
ляется количество делений по показаниям анемометра, приходящееся на 1 с, а
далее по градуировочному графику, прилагаемому к анемометру, определяет-
ся скорость.
Измерение скорости потока с помощью термоанемометра основано на зави-
симости теплообмена между набегающим потоком и нагретым теплом от ско-
149
Рис. 4.12. Измерительные схемы и градуировочные кри-
вые для термоанемометра с нагретой нитью: а — по
методу tH = const; б — по методу / = const
рости потока. Для измерений применяются
термоанемометры с нагретой нитью [4.18].
В схеме измерений с постоянной темпе-
ратурой нити (1н = const) устанавливают не-
которое значение /н, и соответствующее ей
значение сопротивления нити 7?н, которое
далее поддерживают неизменным. При из-
менении скорости потока изменяется тепло-
отдача, что ведет к изменению температу-
ры нити. Постоянство Z достигается регулировкой силы греющего тока I, по
которой определяют искомую скорость w. Схема и градуировочная характери-
стика термоанемометра с Z = const имеет вид, показанный на рис. 4.12, а.
Значение / соответствует мощности, отводимой к среде при w = 0. В схеме
измерений с постоянным значением силы греющего тока I = const градуиро-
вочная характеристика термоанемометра имеет вид, показанный на рис. 4.12,
б. Выходным сигналом является значение падения напряжения на нити U, по
которому определяется скорость w.
При испытаниях на дымовых трубах используются два типа термоанемо-
метров: ТА-8М (разработанный специальным конструкторским бюро Ленин-
градского Всесоюзного научно-исследовательского института охраны тру-
да) и ЭА-5 (разработанный институтом УралпромстройНИИпроект). Оба типа
приборов позволяют измерять скорость воздушного потока в диапазоне 0,1—
5,0 м/с и температуру среды от 10 до 60 °C.
Измерение влажности и точки росы дымовых газов
Влажность газов, не содержащих повышающие точку росы примеси, чаще
всего определяется с помощью психрометров или конденсационным методом.
При наличии в газе примесей (например, SO3), способных значительно под-
нять температуру начала конденсации, т.е. точку росы, для определения пос-
ледней используются приборы, основанные на принципе измерения темпера-
туры охлаждаемой поверхности в момент образования на ней росы [4.19].
1. Определение влажности газа с помощью психрометра. Психрометри-
ческий метод определения влажности газов основан на разности показаний
температур сухого и увлажненного термометров. Сухой термометр показыва-
ет температуру окружающего ненасыщенного газа, а мокрый термометр, по-
мещенный в той же среде, показывает меньшую температуру, так как с его
150
поверхности происходит испарение воды, связанное с расходом тепла. Равно-
весная температура, которую приобретает поверхность воды, испаряющейся
при адиабатических условиях (когда количество тепла, приходящего от газа к
жидкости, равно скрытой теплоте парообразования), называется температу-
рой влажного термометра. Чем ниже парциальное давление водяных паров в
омывающем термометре газе, тем больше разность показаний сухого и мокро-
го термометров.
Давление водяных паров в условиях психрометра определяется по формуле:
Л.сН2О=ЛасН2°-^-ОЛС’ (4-10)
где /?насН2° — давление насыщенного водяного пара при температуре влажного
термометра (принимается по таблицам насыщенного водяного пара); / — тем-
пература сухого термометра, °C; /м — температура влажного термометра, °C;
р с — давление в психрометре; с — коэффициент, величина которого зависит
от скорости движения воздуха (газа) около шарика мокрого термометра. При
скорости газа больше 5 м/с может быть принят равным 0,00066. Давление во-
дяных паров в газоходе:
„н2о - п
рнм = Р^-----А, (4.11)
Ас
где р — давление в газоходе.
Зная упругость водяных паров в газоходе, по таблицам можно определять
точку росы и абсолютное влагосодержание газа.
Предложено большое число различных конструкций психрометров, в основном
отличающихся только в деталях и материалом, из которого они изготовлены.
2. Определение влажности конденсационным методом. Этот метод опре-
деления влажности заключается в том, что газ, не насыщенный водяными па-
рами, охлаждается ниже точки росы, и измеряются количество собранной, скон-
денсированной влаги, а также температура охлажденного газа.
Влажность определяется как сумма отнесенной к единице объема газа скон-
денсированной влаги и абсолютного влагосодержания насыщенного газа. Во
время определения влажности не следует допускать уноса брызг из прибора и
конденсации в подводящих трубках. Количество пропущенного через прибор
(предварительно отфильтрованного от пыли) газа измеряется с помощью рео-
метра или другого расходомера.
Для более точного определения влажности газа этим методом можно изме-
рять количество сконденсированной воды не объемным, а весовым методом.
При этом для задержания брызг и тумана можно устанавливать ватный фильтр.
3. Определение влажности газа по наблюдению за образованием росы
на охлаждаемой поверхности. Для непосредственного определения темпе-
151
ратуры точки росы может быть использован прибор, разработанный ВТИ.
Основной деталью этого прибора является измерительный колпачок из мо-
либденового стекла, на поверхности которого впаяны два платиновых элект-
рода на расстоянии 7 мм друг от друга. К электродам подводится напряжение
12 В. Между ними в стекло впаяна платинородиевая термопара.
Прибор устанавливается в газоход перпендикулярно движению газов или
слегка наклонно навстречу потоку так, чтобы колпачок хорошо омывался га-
зами и не находился в аэродинамической тени. После прогрева прибора внутрь
колпачка по центральной трубе подается охлаждающий воздух.
Когда температура колпачка снижается ниже точки росы, на его поверхнос-
ти появляется пленка влаги, резко снижающая сопротивление участка между
электродами. Изменения температуры и сопротивления записываются. Пост-
роенные на основе замеров графические зависимости позволяют наглядно су-
дить о температуре точки росы.
Аналогично может быть определена точка росы дымовых газов в присут-
ствии паров серной кислоты.
4. Измерение содержания SO3 в дымовых газах. Серный ангидрид в ды-
мовых газах является причиной низкотемпературной коррозии и загрязнения
поверхностей нагрева. Знание его концентраций позволяет, с одной стороны,
объяснить характер протекания этих процессов, с другой, вести их корректи-
ровку в желательном для эксплуатации направлении. Сумма парциальных дав-
лений SO3 и H2SO4 не зависит от их определяемого температурой соотноше-
ния и условно пересчитывается на SO3. Главная сложность состоит в том, что
в газах содержатся SO2 и свободный кислород в количествах, в десятки раз
больших, чем SO3. При этом возможное в ходе измерений окисление всего
нескольких процентов SO2 вносит ошибку, соизмеримую с искомой концент-
рацией SO3.
Однозначная термодинамическая связь между парциальным давлением
H2SO4 + SO3 и их температурой насыщения делает измерения этих величин
равно информативными.
Для измерения содержания SO3 в дымовых газах А. К. Внуковым [12.4] пред-
ложен и разработан прибор, основанный на избирательной конденсации па-
ров серной кислоты.
Пары, конденсируясь, образуют в приемнике прибора пленку кислоты, кото-
рая смывается дистиллированной водой или нейтральным конденсатом. По-
лученный раствор титруется. Концентрация серного ангидрида определяется
по количеству кислоты и объему газов, пропущенных через прибор, по фор-
муле:
49АК,
фК,тр ’
(4-12)
152
Рис. 4.13. Зависимость коэффициента конденсации от кон- ф
центрации паров кислоты в газах
0,8 -
0,7 -
0,6 L
0 20 40 60 ppm
где N, V — нормальность и объем раствора, пошедшего на титрование; V2 —
расход газов через приемник; р — плотность паров кислоты; т — длитель-
ность прохождения исследуемых газов через приемник; 49 — г-экв серной
кислоты. Коэффициент улавливания <р, входящий в формулу, в основном зави-
сит от величины Р и определяется из рис. 4.13.
Определение запыленности газов
Запыленность газов может быть определена прямым или косвенными мето-
дами. Прямой метод заключается в отборе пробы запыленного газа и взвеши-
вании осажденной из нее пыли с последующим отнесением найденного веса к
единице объема газа. Для определения запыленности газов косвенными мето-
дами используется зависимость физических свойств запыленного потока —
степени поглощения световых и тепловых лучей, цвета, способности воспри-
нимать электростатический заряд и т.п. — от концентрации пыли.
Запыленность газов может изменяться как по времени (из-за колебания на-
грузок и режимов топливоиспользующих агрегатов), так и по сечениям газо-
ходов. Неравномерность концентрации пыли в разных точках сечения связана
с расслоением пылегазового потока под действием инерционных сил, возни-
кающих при движении газов внутри коленьев, несимметричных участков и
при других препятствиях. Повышение скорости газов вызывает соответству-
ющее увеличение расслоения пылегазового потока, причем чем крупнее и тя-
желее частицы, тем в большей степени наблюдается их сегрегация на неров-
ных участках газового тракта.
Важным фактором, влияющим на точность получаемых результатов, являет-
ся скорость во входном отверстии носика используемого пробоотборного уст-
ройства, которая должна быть равна скорости запыленного потока в газоходе
(так называемый изокинетический отбор газа). Если скорость отбора превы-
шает скорость газового потока, более крупные частицы пыли из внешней час-
ти отбираемого объема газа, стремясь по инерции сохранить прежнее направ-
ление движения, пройдут мимо входного отверстия пробоотборного устрой-
ства. В результате полученное значение запыленности окажется заниженным,
а отобранная пыль будет более мелкой. При отборе с пониженной скоростью
произойдет обратное явление. Более крупные частицы пыли из внешней от-
клоняемой и не входящей в отбираемый объем части газового потока по инер-
ции пройдут во входное отверстие пробоотборного устройства. В результате
153
полученная величина запыленности окажется завышенной, а отобранная пыль
будет более крупной. При отклонении входного отверстия от положения, пер-
пендикулярного направлению газового потока, даже при соблюдении равен-
ства скоростей будут получены заниженные результаты определения запылен-
ности, а отобранная пыль будет более мелкой.
Приведенные рассуждения полностью справедливы для случая отбора газа
через трубки с очень тонкими стенками. Практически же газ отбирается с по-
мощью пробоотборных устройств, имеющих значительные размеры по срав-
нению с площадью входного отверстия, перед которым образуется зона застоя
с пониженной скоростью и сильным искривлением линий потока.
Повышение скорости отбора способствует размыванию этой зоны и получе-
нию точных результатов определения запыленности газов. Поэтому скорость
отбора газа несколько завышают, тем больше, чем больше возмущения газово-
го потока способно вызвать применяемое пробоотборное устройство.
Аппаратура для определения запыленности газов прямым методом должна
состоять из заборной трубки (при осаждении пыли вне газохода), устройства
для осаждения пыли, устройства для измерения расхода отбираемых газов и
средства для отсоса газов [4.21].
Дисперсный состав золовых частиц крупных фракций (более 30 мкм) опре-
деляется с помощью ситового анализа по методике, изложенной в [4.21].
Дисперсный состав мелких фракций золы (0-30 мкм) определяется с помо-
щью многоступенчатого струйного сепаратора (импактора) по методике
НИИОГАЗ.
Для проведения измерений дисперсного состава пыли с помощью импакто-
ра собирается переносная установка по схеме, представленной на рис. 4.14.
Схема включает в себя следующие основные узлы, присоединяемые к им-
пактору 1, введенному в газоход:
- сборник конденсата 2 в виде колбы с вставленными в нее трубками для
отбора конденсата перед измерительной диафрагмой в случае работы с влаж-
ными газами при точке росы последних выше 25 °C;
Рис. 4.14. Установка для определения фракционного состава золы с помощью прибора импактор
154
- измеритель расхода газа через прибор, состоящий из реометра с диафраг-
мой 4 на расход газа 10 л/мин и стеклянного U-образного манометра 5, позво-
ляющего измерить разрежение до 4,65-104 Па;
- воздуходувка 8 с двигателем, обеспечивающая отсос 10 л/мин газа при раз-
режении до 2,32-104 Па;
- зажимы 3 и 7 с тройником 6, позволяющие плавно регулировать расход
газа через прибор.
Соединение элементов схемы выполняется с помощью резиновых шлангов.
Место установки импактора выбирается в соответствии с общими принци-
пами выбора измерительных точек при пылевых замерах.
Перед забором пробы должны быть произведены расчеты диаметра носика
сменного наконечника, показаний расхода по шкале реометра и времени прове-
дения отбора. Кроме того, должны быть взвешены ступени прибора и фильтра.
Приведенные здесь схемы и установки для определения запыленности ды-
мовых газов [4.1] следует использовать для разовых (справочных) замеров. В
настоящее время создаются системы непрерывного контроля (мониторинга) и
регулирования вредных выбросов в атмосферу, в том числе и на энергетичес-
ких установках. Одна из таких работ выполнялась МЭИ (П.В. Росляков и др.)
совместно с Казанской ТЭЦ-3. В частности, анализ результатов численных
экспериментов позволил заключить, что симметричный по расходу подвод
продуктов сгорания в дымовую трубу благоприятно влияет на выравнивание
полей аксиальных скоростей, но не концентрационных полей. При низких рас-
ходах дымовых газов и одностороннем их подводе в нижней части дымовой
трубы восходящий газовый поток заполняет лишь часть поперечного сечения
дымовой трубы. Для обеспечения требуемой достоверности инструменталь-
ного определения массовых выбросов вредных веществ в атмосферу измери-
тельной системы на дымовой трубе № 2 Казанской ТЭЦ-3 требуется устанав-
ливать на высоте не менее 100 м, при этом следует использовать измеритель-
ные системы, позволяющие получить осредненные значения по диаметру ды-
мовой трубы, — ультразвуковые измерители скорости, оптоэлектронные газо-
анализаторы с установкой передатчика и приемника на противоположных сто-
ронах газохода.
Определение прочности бетона
Определение прочностных характеристик железобетонных конструкций со-
пряжено с разрушением образцов. При обследовании дымовых труб это со-
здает сложности из-за необходимости отбора опытных образцов на большой
высоте. Поэтому для определения прочности бетона в газоотводящих трубах
применяются также неразрушающие методы.
155
Одним из наиболее распространенных является способ, основанный на за-
висимости механической прочности материала от его твердости. Использова-
ние различных индекторов позволяет определить прочность железобетонной
конструкции без разрушения образцов. Однако из-за вносимых субъективных
ошибок при выполнении ударов молотками с различной силой прочностные
характеристики получаются ориентировочными.
В последнее время для определения прочностных характеристик материа-
лов все большее применение находит ультразвуковой метод. В этом случае
используются электроакустические преобразователи, из которых наиболее рас-
пространены пьезоэлектрические преобразователи, изготовленные в виде тел
простой формы из пьезоэлектрического материала — кристалла кварца, пье-
зокерамики сегнетовой соли, пленочных полупроводниковых материалов и др.
[4.22].
Принцип работы прибора основан на измерении с высокой точностью вре-
менного интервала между моментом ввода в исследуемый материал передне-
го фронта ультразвуковых колебаний, прошедших через материал. Конструк-
тивно прибор выполнен из двух блоков, электронного и блока преобразовате-
лей: ультразвукового приемного и излучающего.
Ультразвуковой прибор позволяет производить определение прочности как
путем сквозного измерения, так и поверхностным измерением. После измере-
ния скорости прохождения ультразвуковой волны по тарировочному графику
определяется прочность бетона (рис. 4.15).
Однако, как показал опыт работы на дымовых трубах, поверхностный метод
определения прочности бетона не всегда позволяет оценивать истинную проч-
ность сооружения по всей его толщине (наружный слой бетона, подвергшийся
на первоначальной стадии карбонизации, может иметь повышенную прочность,
имеет место также неравномерная степень коррозионного износа по толщине
бетона и многие другие факторы).
Поэтому в большинстве случаев для определения технического состояния
железобетонной оболочки промышленной дымовой трубы необходимо исполь-
зовать метод выбуривания образцов бето-
на с последующим определением их физи-
ко-механических характеристик. В этом
случае работа по определению прочности
бетона железобетонной оболочки должна
Рис. 4.15. Зависимость прочности бетона от времени
прохождения ультразвуковых колебаний при поверхно-
стном прозвучивании
156
Д
S
ю
Н
Перечень приборов и аппаратуры для проведения комплексных обследований дымовой трубы
(рекомендуемая номенклатура) (см. также Приложение 13)
Кол-во
Диапазон измерений 0-700 кгс/см2 0-600 кгс/см2 1-100 МПа 110—400 мм | 0-10 мм От 1 мм до 50 м От 0,2 м до 200 м 0-200 °C От -20 до +200 °C о 5-85 м/с 0-116 Вт/м2 0-581 Вт/м2 0-1163 Вт/м2 Точность 15" Точность 5"
Тип прибора и оборудования Тестер 14-01 Склерометр ОМШ-1 “Бетон-12” ОНИКС-2,5 1ИЗС-10Н , Микроскоп МПБ-2х4 Ультразвуковой толщиномер УТ-93П Рулетка Лазерный дальномер “Disto -Classic” Электрическая машина для сверления бетона (керноотборник), оснащенная коронками с алмазным напылением Склерометр ОМШ-1 Перфоратор Углошлифовальная машина Самоподъемная люлька Альпиниское снаряжение Установка алмазного бурения “Hilti” Ртутный длиннохвостовой термометр, термопары, термометры, сопротивления со вторичными приборами Термометр контактный ТК-5 со сменными зондами Термометр цифровой ТЦЗ-МГ4 I Модель 200 (фирма “Ланком”, Великобритания) | Пневмометрическая трубка м икроманометр Тепломер ИТП-2 ИТП-3 Теодолит 4Т15П Теодолит ДТ51 оА
Измеряемый параметр Прочность бетона при сжатии неразрушающим методом: - метод упругого отскока - ультразвуковой метод ^Плотность арматуры (расположение арматуры) 1 Ширина раскрытия трещин в строительных материалах Измерение длины 1 Отбор проб строительных материалов Температура дымовых газов I Точка росы дымовых газов 1 Расход газов и статическое давление потока дымовых газов в газоотводящем стволе Измеритель потерь теплоты в окружающую среду Измерение крена
№ п/п 04 го О 00 О о
157
Продолжение табл. 4.4
№ п/п Измеряемый параметр Тип прибора и оборудования Диапазон измерений Кол-во
11 Анализ удаляемых газов Универсальный переносный газоанализатор: УГ-2 ОРСа 0-30 мг/м3 0-200 мг/м3 1 1
12 Фотографирование дефектов и повреждений Фотоаппарат “Зенит” Цифровой фотоаппарат “Олимпус” Цифровая видеокамера “SONY”
13 Осмотр поверхности ствола дымовой трубы Бинокль (не менее 7) Лазерная рулетка
14 Тепловизионное обследование Тепловизор “NEC” (Япония) Тепловизор AGA-720 (Швеция) Персональный компьютер Принтер HP FOTOSMART-1115 Анемометр АПР-2 Термометр контактный ТК-5 со сменными зондами Цифровая видеокамера Сосуд Дьюара Термометр контактный ТЦЗ-МГ4 От-20 до+200 °C
15 Контроль качества металла и сварных соединений при обследовании металлоконструкций труб: 1. Визуальный и измерительный контроль 2. Ультразвуковая толщинометрия 3. Ультразвуковая дефектоскопия 4. Капиллярный контроль (цветная дефектоскопия) для выявления трещин не менее 0,5 мм Комплект ВИК для визуального контроля (НПК “Луч”), включающий в себя следующий инструмент: наборы шаблонов, щупов, луп (х2, хб, хЮ), штангенциркуль, линейка, миниатюрный фонарь, зеркало, бинокль, фотоаппарат) Компактные ультразвуковые толщиномеры: УТ- 93П, А-1207, А-1208, ТУЗ-1, А-1209 Малогабаритные дефектоскопы: УД2-12, УД2-70, УДЦ-201П, А-1212, “СКАРУЧ” Комплект пенетрантов (ДР-51, Д-100, DR-60) в аэрозольной упаковке
Продолжение табл. 4.4
№ п/п Измеряемый параметр Тип прибора н оборудования Диапазон измерений Кол-во
16 Проведение контроля и обследование дымовых труб: 1. Определение высотных отклонений (просадок) реперов фундамента относительного контрольного репера объекта Нивелир Н-05 Нивелир с компенсатором аналитической точности Инварная рейка нивелирная 2-х м Теодолит ЗТ2КП, ЗТ5КП Оптический прибор вертикального проектирования FG-L 100 Лазерная рулетка “Disto” х40-е увеличение, точность 0,4 мм на 1 км двойного хода Шкала 17А/19А (1 см), 15А (0,5 см) Точность 2", 5" 32 кратная точность 1 мм на 100 м
17 Определение габаритов и глубины заложения фундаментов промышленных труб, состояние грунтов основания и уровня грунтовых вод без шурфования Переносные импульсные радиолокаторы под поверхностного зондирования — георадары серии “Грот-Лоза” Глубина зондирования — до 30 м,точность определения 5-20 см
проводиться в следующей последовательности:
1) перед отбором кернов провести наружное обследование несущей железо-
бетонной оболочки дымовой трубы с целью выявления предположительно
наиболее поврежденных участков конструкции;
2) необходимо провести теплоаэродинамические и прочностные расчеты
несущей железобетонной оболочки проектного варианта конструкции трубы
на комплексное воздействие собственного веса, ветра и температуры с целью
определения наиболее напряженных участков оболочки (с точки зрения вели-
чины сжимающих напряжений в бетоне и их соотношения с величинами до-
пускаемых напряжений для принятой в проекте марки бетона);
3) на основании результатов работ по пп. 1 и 2, в процессе которых опреде-
ляют потенциально опасные участки железобетонной оболочки, назначают
места отбора кернов в пределах этих участков (расположение и количество
мест отбора кернов в каждом конкретном случае назначают индивидуально);
4) помимо отбора кернов в пределах потенциально опасных участков необ-
ходимо получить данные о прочности бетона и в пределах “здоровых участ-
ков” железобетонной оболочки. Для этого, например, возможно провести от-
бор кернов по трем образующим (через 120° по периметру трубы) по всей ее
высоте с шагом 10-15 м и составить развертку боковой поверхности несущей
железобетонной оболочки трубы с указанием реальной прочности бетона. Рег-
ламентация правил отбора проб бетона из ствола железобетонной дымовой
трубы изложена в [4.27];
5) на основании этой информации проводится расчет несущей железобетон-
ной оболочки реальной конструкции (по упрощенной программе STVOL или
более совершенной, например, комплекс SCAD).
Индивидуальные приборы и аппаратура при проведении обследований ды-
мовых труб приведены в табл. 4.4.
4.6. Геодезические методы диагностики состояния наружной
поверхности дымовых труб
Выше, в пп. 4.1^1.5 были изложены методы оценки температуры, аэродина-
мических режимов работы дымовых труб, а также современные методы теп-
ловизионного, неразрушающего контроля. Все эти методы требуют, как пра-
вило, привлечения специалистов специализированных организаций.
На большинстве промышленных, энергетических предприятий возможен кон-
троль собственными силами за состоянием высотных сооружений с помощью
геодезических инструментов. В первую очередь, их использование целесооб-
разно для определения возможного отклонения трубы от вертикальной оси.
Согласно [4.26], предельное допустимое отклонение оси ствола промыш-
ленной трубы на уровне верхнего обреза не должно превышать, мм:
160
250 .........................................при высоте трубы 30 м
350 .........................................при высоте трубы 40 м
450 .........................................при высоте трубы 60 м
550 .........................................при высоте трубы 80 м
650 .........................................при высоте трубы 100 м
700..........................................при высоте трубы 120-300 м.
Для промежуточных высот следует применять метод интерполяции.
Наблюдение за кренами труб и осадками оснований под фундаментами дол-
жны проводиться систематически, с использованием геодезических инстру-
ментов:
• первые два года после окончания строительства два раза в год;
• после двух лет при стабилизации осадок фундаментов (1 мм в год и менее),
один раз в год;
• после стабилизации осадок, один раз в пять лет.
Для определения кренов труб рекомендуются следующие способы:
- способ координат (для труб, имеющих основание внутри промышленной
застройки);
- способ вертикального проецирования;
- способ проецирования при помощи нивелира, снабженного пентапризмой
и измерительным микрометром, подробно описан в Руководстве по определе-
нию кренов инженерных сооружений башенного типа геодезическими мето-
дами.
Результаты измерений в виде схемы с указанием даты должны быть соответ-
ствующим образом оформлены и приобщены к паспорту трубы.
Рассмотрим особенности применения этих и других методов с использова-
нием материалов [4.23].
Величину крена, т.е. горизонтальное смещение верха
трубы относительно центра подошвы фундамента, оп-
ределяют одним из следующих способов: отвесом, ни-
велировкой реперов, теодолитом.
Определение крена отвесом. Замер крена трубы от-
весом производится следующим образом: после отклю-
чения дымовой трубы от агрегата отмечают центр в ста-
кане трубы (если не сохранился металлический штырь
центра трубы, заложенный при строительстве) и вязаль-
ной проволокой производят разбивку центра трубы на-
верху. На оголовке трубы устанавливают деревянную
Рис. 4.16. Определение крена дымовой трубы отвесом: 1 — деревянная
крестовина; 2 — отвес; 3 — центр трубы
161
крен
Рис. 4.17. Определение крена дымовой трубы методом нивелировки реперов и расчет крена по осад-
ке фундаментов: 1, 2, 3, 4 — реперы, заложенные в фундаменте; 5 — исходный неподвижный репер;
6 — положение оси до осадки; 7 — положение оси после осадки
крестовину с отверстием для пропуска шнура и опускают отвес. Расстояние х
между центром в стакане и следом отвеса является креном трубы относитель-
но сечения стакана трубы (рис. 4.16).
Определение крена нивелировкой реперов. Крен трубы может быть прове-
рен методом измерения осадки фундамента. При этом проводится высокоточ-
ное нивелирование реперов р, заложенных с четырех сторон в фундаменте
трубы. Нивелирование производят от неподвижного репера или же условно от
любого репера на фундаменте трубы. В результате нивелирования реперов
получают величины осадок X, по разностям которых определяют величину
наклона фундамента AS (рис. 4.17).
Зная диаметр фундамента D в местах расположения реперов, по правилу
подобия треугольников вычисляют величину крена сооружения
AS, 2
(4.13)
где Н — высота трубы до подошвы фундамента. При этом приращение крена
определяют по двум взаимно перпендикулярным направлениям, а затем под-
считывают его полную величину и направление по правилу параллелограмма
^ = ±7^ +(11 (4-14)
В случае определения крена по данным измерения осадок фундамента тру-
бы ошибка в измерении осадки не должна превышать 1 мм, так как она будет
влиять на точность определения крена в зависимости от высоты трубы: чем
выше труба, тем больше ошибка. Поэтому рекомендуется применять этот ме-
тод как контрольный.
Определение крена трубы теодолитом. Крен дымовых труб определяется
путем проектирования центра верхней части трубы на подошву ее фундамен-
та. Разница в положениях проекций центра верхней части и центра подошвы
фундамента определяет величину и направление крена.
162
Измерение приращений кренов дымовых труб производят различными спо-
собами.
Первый способ. Определение крена методом проектирования по вертикаль-
ной нити теодолита.
Устанавливают теодолит в 50-100 м от трубы, проектируют верхнюю, зара-
нее выбранную точку а на трубе на цокольную часть и получают ее след в виде
точки b (рис. 4.18).
Затем, периодически повторяя замеры, получают в линейной мере прираще-
ние q0 на некоторую высоту трубы h, от точки а до точки Ь. Зная расстояния h,
и h2, определяют частное приращение крена q, на всю высоту дымовой трубы:
<71,2
д.н
1,2
(4.15)
Повторяя аналогичные наблюдения со взаимно перпендикулярной станции,
после вычисления получают второе частное определение q2, после чего пол-
ное приращение крена q определяют по формуле (4.14).
Второй способ. Определение крена трубы методом замера вертикальных
углов.
Намечают две взаимно перпендикулярные станции для установки теодоли-
та и забивают колышки. Устанавливают теодолит в точке № 1 и определяют
угол а между проекциями касательных верха трубы (точки 1, Г). Делят угол
пополам, и найденное направление на центр верхнего сечения трубы сносят
р/2
В/2
Рис. 4.18. Определение крена дымовой
трубы методом проектирования по вер-
тикальной нити теодолита
{3/2
Рис. 4.19. Определение креиа дымовой
трубы методом замера вертикальных углов
№2
163
на цоколь и фиксируют риской. На том же уровне определяют угол а' между
проекциями касательных цокольной части трубы (рис. 4.19).
Делят угол пополам, определяют центр наблюдаемого сечения и также фик-
сируют риской. Замер q} — расстояние между указанными рисками — харак-
теризует величину отклонения центра верха трубы по отношению к центру
сечения цокольной части трубы при наблюдении с точки № 1.
Аналогичным образом и для тех же сечений определяют замер q, наблюде-
ниями с точки № 2. Полное значение приращения крена опрееляют по форму-
лам (4.14) и (4.15).
Третий способ. Определение полной величины крена методом измерения
горизонтальных углов.
Этот метод является самым надежным для определения как полной величи-
ны крена, так и его приращения.
Для определения координат центров нижнего О и верхнего О' сечений вбли-
зи трубы на ровной местности, удобной для линейных измерений, разбивает-
ся базис АВ так, чтобы в треугольниках А ВО и АВСУ углы, прилегающие к
базису, были в пределах 30-60°, а углы АОВ к АСУ В — около 90° (рис. 4.20).
Базис АВ измеряют и определяют его истинный азимут АВ — угол, образо-
ванный северным концом меридиана и данной линией АВ по ходу часовой
стрелки.
Устанавливают теодолит в точке А, визируют по направлению базиса АВ,
затем по касательным к верхнему и нижнему сечению трубы определяют углы
ар а2, а/, а2'. При этом нижнее сечение трубы а - а берут на уровне 1,5-2 м от
дневной поверхности земли.
Угол между направлением на центр сечения а - а и базисом
(4.16)
Рис. 4.20. Определение крена дымовой трубы методом замера горизонтальных углов: 1 — положе-
ние осп до осадки; 2 — положение оси после осадки
164
Угол между направлением на центр верхнего сечения и базисом
Установив теодолит в точке В, аналогичным образом определяют углы р0 и
р В треугольниках АВО и АВСУ по измеренной стороне АВ и двум прилегаю-
щим углам можно определить другие стороны по формулам:
.,(/ = . (4.18)
sin(a0+p0) sin(a0+p0)
Затем вычисляют координаты сечений О и (У по формулам:
x = y4(2sina0; х = АО' sina^
у = AOcosa0; у'= АО'cos а'о
(4-19)
Величина крена верха трубы q относительно сечения а - а определяется по
формуле (4.14) где = (у' -у), q2 = (x- х').
Направление румба г крена трубы устанавливается по знакам разностей (х -
х') и (у' -у) (табл. 4.5).
Полный крен трубы q относительно подошвы фундамента определяется по
формуле
q = ±ylq^+q^. (4.20)
При измерениях кренов дымовых труб надо иметь в виду, что из-за некаче-
ственной кладки ствол трубы может иметь искривления, что создает впечатле-
ние о кажущейся деформации. В таком случае при измерении крена на образу-
ющей трубы выбирают 2-3 дополнительные промежуточные точки, располо-
женных на 2/3 высоты трубы, после чего на их уровне производят наблюдения
и вычисления кренов. В дальнейшем центры сечений проектируют на гори-
зонтальную плоскость (рис. 4.21).
Равенство расстояний между проекциями будет свидетельствовать о нали-
чии общего крена трубы и правильной ее кладке. В противном случае рассто-
Таблица 4.5
Направление румба крена трубы
У'~У Направление | , румба 1 х х у'-у Направление румба
+ + св - - юз
- + юв + - сз
165
Рис. 4.21. Проекция равных частей правильной и искривленной ды-
мовой трубы: 1,4, 5,8 — точки на образующей трубы; 2, 3,6,7 —
дополнительные точки на и 2/3 высоты трубы устанавливается по
знакам разностей (л - V) и (у' - у) на образующей трубы; Г, 2', 3', 4'
— (ровный ствол трубы); 5', 6', 7',8' — проекции неравных частей
(искривленный ствол трубы)
яние между проекциями центров сечений будет
уменьшаться в сторону искривления трубы.
Наружный осмотр проводят обычно в два этапа.
На первом этапе с помощью оптических приборов
осматривают поверхность ствола трубы для выяв-
ления крупных дефектов, общей картины повреж-
дений и, используя общепринятую систему симво-
лов, наносят их на схему-развертку.
Обычно по результатам этих наблюдений можно определить и дальнейшую
технологию проведения осмотра — с помощью установленных на трубе ходо-
вых лестниц и светофорных площадок или подвесных приспособлений (люль-
ки), а на кирпичных трубах — подмостей на кронштейнах, установленных на
стяжных кольцах.
Детальные наружные обследования выполняют с подъемных люлек или с
подмостей на кронштейнах. Подъемную люльку крепят к блокам, увязанным
за кронштейны светофорной площадки (рис. 4.22).
Если последняя в плохом состоянии, то бло-
ки увязывают за канат, который обводят вок-
руг трубы выше светофорной площадки.
Иногда дли этой цели устанавливают специ-
альный бандаж.
На цилиндрических металлических трубах,
чтобы обводной канат не скользил, к кожуху
приваривают опоры.
Подъем и опускание подъемных люлек осу-
ществляют двумя тихоходными электричес-
Рис. 4.22. Наружное обследование труб: а — кирпичная
труба; б — металлическая труба:
1 — светофорная площадка; 2 — подъемный блок; 3 —
подъемная люлька; 4 — электрическая лебедка; 5 — кон-
тргруз ловителя; 6 — обводной канат; 7 — подъемный
канат; 8 — пеньковая оттяжка; 9 — ходовые скобы; 10 —
кольцевые подмости; 11 — проушины
166
кими лебедками. После обследования участка трубы на ширину люльки пос-
леднюю переставляют по периметру. На верху трубы переставляют кронш-
тейны или передвигают блоки. Таким образом, трубу обследуют по всему пе-
риметру.
Обследование кирпичных дымовых труб производят с подвесных люлек или
с подмостей на кронштейнах, которые надевают на стяжные кольца. Если на
металлических дымовых трубах отсутствуют светофорные площадки, то к
кожуху трубы приваривают проушины для кронштейнов и обследование про-
изводят с подмостей на кронштейнах. Если толщина металла кожуха менее 3
мм и к нему нельзя приваривать проушины, на трубу накладывают стяжные
кольца, к которым заранее приваривают проушины. Проушины приваривают
через 1,2-1,5 м по высоте и через 0,5 м по длине окружности.
При обследовании металлических труб для определения фактических тол-
щин кожуха делают засверловку, а при необходимости вырезают образцы ме-
талла царг и сварных швов для лабораторных испытаний на изгиб, растяже-
ние и ударную вязкость. Засверловку производят по всему периметру и высо-
те трубы. В каждой царге просверливают на равных расстояниях 4-6 отвер-
стий диаметром 22-26 мм и измеряют фактическую толщину кожуха. Отвер-
стия перед измерениями должны быть зачищены от заусенец. Все толщины
наносятся на чертеж развертки кожуха трубы. При засверловке из 3-5 отвер-
стий, расположенных на различных отметках, берется стружка, которая пере-
дается в лабораторию на химический анализ. После засверловки и вырезки
образцов в отверстия вставляется круглая сталь и обваривается или на выре-
занные отверстия накладываются заплатки, соответствующие толщине основ-
ного металла, и обвариваются по контуру.
Для осмотра поверхности ствола монолитных железобетонных дымовых труб
используют различные конструкции самоподъемных подмостей, причем эле-
менты их крепления монтируют на светофорных площадках. Перед подъемом
персонала смонтированные приспособления должны пройти испытания на
статические и динамические нагрузки.
При проведении наружного осмотра дымовых труб обязательно должны быть
приняты меры, исключающие нахождение посторонних людей в зоне ведения
работ, а сама опасная зона обозначена и ограждена.
При наружном осмотре ствола трубы выявляется состояние несущих конст-
рукций: кирпичной кладки, бетона, плотность сцепления бетона с арматурой,
наличие ее оголения и прогибов, отслоения защитного слоя бетона, его состо-
яние по толщине ствола, наличие и величина не проработанных участков бе-
тона и каверн, наличие, длина и ширина раскрытия вертикальных и горизон-
тальных трещин, состояние стяжных колец, ходовых скоб, лестниц и других
металлических конструкций, оценка степени коррозии металла, состояние ла-
167
кокрасочных покрытий, целостность сварных швов, заклепочных и болтовых
соединений, состояние вантовых оттяжек, узлов их крепления, места течей и
отложения солей и другие дефекты, различаемые и оцениваемые визуально.
Все обнаруженные дефекты наносят на схему-развертку трубы, наиболее ха-
рактерные и опасные — фотографируют.
В последнее время для определения прочностных характеристик материа-
лов используют ультразвуковой метод. В этом случае используются электро-
акустические преобразователи, наиболее распространены пьезоэлектрические
преобразователи, изготовленные в виде тел простой формы из пьезоэлектри-
ческих материалов — кристалла кварца, пьезокерамики сегнетовой соли, пле-
ночных полупроводниковых материалов и др.
Принцип работы прибора основан на измерении с высокой точностью вре-
менного интервала между моментом ввода в исследуемый материал передне-
го фронта ультразвуковых колебаний, прошедших через материал. Конструк-
тивно прибор выполнен из двух блоков, электронного и блока преобразовате-
лей: ультразвукового приемного и излучающего.
Прибор «Бетон-12» позволяет производить определение прочности как пу-
тем сквозного измерения, так и поверхностным измерением. После измерения
скорости прохождения ультразвуковой волны по тарировочному графику оп-
ределяется прочность бетона (рис. 4.23).
Однако наибольшее применение находят пока традиционные методы опре-
деления прочностных характеристик.
Метод пластических деформаций основан на взаимосвязи 7?сж и размеров
отпечатков на бетонной поверхности, которые характеризуют пластическую
или упругопластическую деформацию бетона при вдавливании или ударе штам-
па под нагрузкой. При обследовании используют эталонный молоток Кашка-
рова, молоток Физделя, прибор ПМ-2, прибор НИИЖб и др. Опытные специ-
алисты используют даже слесарный молоток (массой до 800 г) и зубило.
Метод упругого отскока и ударного импульса основан на зависимости меж-
ду прочностью бетона на сжатие и величиной отскока бойка от поверхности
Рис. 4.23. Зависимость прочности бетона от време-
ни прохождения ультразвуковых колебаний при по-
верхностном прозвучивании
168
бетона или величиной ударного импульса. При методе упругого отскока энер-
гию, необходимую для удара, получают с помощью пружин. Для этого метода
используют пружинный молоток КМ, склерометр Шмидта и другие приборы.
Методы упругого отскока и ударного импульса используют для определения
прочности тяжелого и легкого бетона и каменной кладки при прочности от 5
до 70 МПа.
Обработка результатов испытаний проводится с учетом среднестатистичес-
ких значений согласно инструкции, приложенной к каждому прибору.
Однако перечисленные методы позволяют определять прочность лишь по-
верхностного слоя бетона, что в условиях агрессивных сред не всегда доста-
точно.
Для стволов металлических дымовых труб определяют величину коррози-
онного износа и, следовательно, остаточную толщину металла. Для этих це-
лей используют ультразвуковые толщиномеры, а при язвенной коррозии —
специальные скобы или индикаторы.
При определении устойчивости конструкции следует учитывать, что если
металл имеет остаточную после коррозии толщину 5 мм и менее или относи-
тельный коррозионный износ превышает 25 %, то вводят дополнительный
коэффициент к учету площади поперечного сечения, снижающий расчетное
сопротивление стали: при слабоагрессивной среде — 0,95; при среднеагрес-
сивной среде — 0,9; при сильноагрессивной среде — 0,85.
Следует также иметь в виду, что агрессивные среды вызывают изменения
критической температуры хрупкости стали и для конструкций с коррозион-
ным износом более 25 % заметно снижается сопротивление хрупкому разру-
шению при пониженных температурах. В части технологии следует учиты-
вать положение ГОСТ 5272-68 [4.24].
Целесообразно остановиться на характерных признаках некоторых негатив-
ных явлений, различаемых визуально при наружном осмотре дымовой трубы.
Так, шелушение (отслоение частиц незначительной толщины) в кирпичной
кладке и бетоне указывает на фильтрацию конденсата от дымовых газов на
поверхности ствола, что особенно присуще избыточному давлению в трубе
при сжигании природного газа.
Для кирпичных труб процесс шелушения более мелких частиц кирпича
сигнализирует о частых температурных изменениях, вызывающих форму ус-
талости.
На интенсивную фильтрацию влаги также указывают повреждения лакокра-
сочного покрытия маркировочных полос в случаях, когда они вздуваются, об-
разуя «пузыри».
Эти же причины лежат в основе появления потеков и наледей, чему в нема-
лой степени могут сопутствовать разрушения футеровки. Потеки с ржавыми
169
полосами, появляющиеся из-под декоративных поясов сборных дымовых труб,
свидетельствуют о наличии в них конденсата, избыточного давления, а также
указывают на некачественную заделку ниш крепления шпилек.
Большие температурные перепады характеризуются вертикальными трещи-
нами, а местный перегрев — сеткой мелких несимметричных трещин.
При появлении на стволе горизонтальных трещин следует обратить особое
внимание на состояние футеровки, причем наряду с вероятным температур-
ным скачком возможна сернокислотная коррозия при угольном или мазутном
топливе.
Эти же причины наверняка лежат в основе таких явлений, как появление взду-
тий (бочек) между стяжными кольцами и деформаций защитного колпака.
Ржавые прожилки и мелкие разрывы в бетоне стволов дымовых труб сигна-
лизируют о ходе процесса карбонизации, а выделения белого цвета, желтова-
тый оттенок бетона и запах тухлых яиц — на сернокислотную коррозию.
Хлоридная коррозия иногда проявляет себя на поверхности ствола в виде
пятен, которые легко смываются водой, хотя в большинстве случаев она не
дает внешних признаков, распространяясь в теле бетона.
Если на поверхности ствола железобетонной трубы появились потеки ржав-
чины, значит защитный слой разрушен и идет процесс коррозии арматуры.
Характерный признак атмосферной коррозии металлических стволов и гар-
нитуры — изъязвленная поверхность металла.
В практике обследований труб встречались случаи, когда требовалось опре-
делить высоту действующей трубы ввиду отсутствия на предприятии техни-
ческой документации. При возникновении подобной ситуации можно исполь-
зовать следующую технологию.
Для определения высоты дымовой трубы на определенном расстоянии от
нее забивают колышек и устанавливают теодолит над вершиной этого колыш-
ка. Измеряют расстояние L от колышка до дымо-
вой трубы. Трубу теодолита ставят в горизонталь-
ное положение и визируют на дымовую трубу,
фиксируя точку А. Измеряют расстояние h от
обреза фундамента до точки А. Наводят горизон-
тальную нить креста на верх трубы и определя-
ют угол а (рис. 4.24). Высоту трубы определяют
по тангенсу угла а и формуле
Н— h + £tg а.
Рис. 4.24. Определение высоты дымовой трубы при помощи
теодолита
170
Неточностью измерения, вызванной разностью нижнего и верхнего диамет-
ра трубы, можно пренебречь. Если вокруг трубы расположены различные зда-
ния и сооружения, которые не дают возможности произвести замеры теодоли-
том, высоту трубы с достаточной точностью можно измерить, опустив сверху
трубы на шнуре отвес, и затем измерить длину шнура.
В заключение следует учитывать, что наружный осмотр как наиболее дос-
тупное обследование дымовых труб не следует смешивать с их ежегодным
весенним осмотром, хотя они имеют много общего.
4.7. Список литературы к главе 4
4.1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичее М.Г. Промышленные дымовые и вен-
тиляционные трубы: Справочное издание / Под ред. Ф.П. Дужих. — М.: Теплотех-
ник, 2004. — 464 с.
4.2. РД 153-34.1-21.523-99. Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпич-
ных дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях. — М.: СПО ОРГРЭС,
2000. — 70 с.
4.3. РД 153-34.0-21.524—99. Типовая инструкция по эксплуатации дымовых труб энер-
гопредприятий. — М.: СПО ОРГРЭС, 1999. — 32 с.
4.4. СП 13-101-99. Правила надзора, обследования, проведения технического обслу-
живания и ремонта промышленных дымовых и вентиляционных труб. — СПб.: ДЕАН,
2005. — 60 с.
4.5. РД 153-34.0-20.364-00. Методика инфракрасной диагностики тепломеханическо-
го оборудования. — М.: ОРГРЭС, 2000.
4.6. РД 13-04—2006 Методические рекомендации о порядке проведения теплового кон-
троля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опас-
ных производственных объектах // Энергонадзор и энергобезопасность. 2007. № 1.
С. 92-103.
4.7. Сущее С.П., Ларионов В.И., Акатьев В.А. и др. Техническое диагностирование
футеровок промышленных дымовых труб без остановки технологических процессов
// Безопасность труда в промышленности. 2003. № 6. С. 38 41.
4.8. Заседателев И.Б., Дужих Ф.П. Контроль эксплуатационных режимов работы ды-
мовых железобетонных труб // Электрические станции. 1970. № И. С. 42 44.
4.9. Дужих Ф.П. Тепловизионное исследование температурных полей в дымовых тру-
бах // Теплоэнергетика. 1988. № 5.
4.10. Милованов С.В. Применение тепловизоров для обследования дымовых труб на
объектах электроэнергетики // Энергетик. 2004. № 9. С. 38.
4.11. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. 2-е изд. — М.: Энер-
гия, 1969.
4.12. Сущее С.П., Суслонов А.А. «Сканлайнер» ставит диагноз. Экспертиза дымовых
труб промышленных предприятий / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конст-
рукции, автоматизация и экология: Труды Международного конгресса. — М.: Тепло-
техник, 2004. С. 148-150.
171
4.13. Тепловая работа ограждения доменных печей и новые методы ее контроля / А.В.
Бородулин, Я.М. Гордон, О.В. Дубина и др. / Академия инженерных наук на Урале. В
4-х томах. Т.4, ч.П. Академия инженерных наук им. А.М. Прохорова — 15 лет. Труды
научно-практической конференции «Топливно-металлургический комплекс».
23.03.2007. — Екатеринбург: Изд. Инженерная мысль», 2007. С. 190-197.
4.14. Акатьев В.А., Сажин Б.С., Сущее С.П., Ларионов В.И. Применение диагнос-
тических комплексов для оценки устойчивости и износа дымовых труб // Электричес-
кие станции. 2006. № 11. С. 24—29.
4.15. ГОСТ 17.2.4.07-90. Охрана природы. Атмосфера, методы определения давления
и температуры газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загряз-
нения. — М.: Изд. стандартов, 1991. — 6 с.
4.16. Беленький А.М., Дубинский М.Ю., Ладыгичев М.Г., Лисиенко В.Г, Щелоков
Я.М. Измерение температуры: теория, практика, эксперимент: Справочное издание. В
3-х томах. Т.2. Измерение промышленности в промышленности и энергетике / Под
ред. А.М. Беленького и В.Г. Лисиенко. — М.: Теплотехник, 2007. — 736 с.
4.17. ГОСТ 17.2.4.06—90. Охрана природы. Атмосфера. Методы определения скорос-
ти и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязне-
ния. — М.: Изд. стандартов, 1991. — 18 с.
4.18. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справоч-
ник / Под общ. ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. 3-е изд. — М.: Изд. МЭИ, 2001. —
564 с. (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 2).
4.19. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания ко-
тельных установок. — М.: Энергоатомиздат, 1991. — 416 с.
4.20. Внуков А.К. Теплотехнические процессы в газовом тракте паровых котлов. —
М.: Энергоатомиздат, 1981.
4.21. Русланов А.А., Урбах И.И., Анастасиади А.П. Очистка дымовых газов в про-
мышленной энергетике. — М.: Энергия, 1969.
4.22. Ботаки А.А., Ульянов ВЛ., Шарко А.В. Ультразвуковой контроль прочности
свойств конструкционных материалов. — М.: Машиностроение, 1983.
4.23. Дымовые трубы. Справочное издание / Под ред. М.Н. Ижорина. — М.: Тепло-
техник, 2004. — 496 с.
4.24. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины. — М.: Изд. стандартов, 1987. —
23 с.
4.25. Санаев М.Е., Соколова Л.Е., Советкина Л.А. Опыт работы института «УралВ-
НИПИэнергопром» ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» по проектированию,
обследованию и реконструкции дымовых железобетонных труб / Пече-трубострое-
ние: тепловые режимы, конструкции, автоматизация и экология: Труды II Междуна-
родного конгресса. — Екатеринбург: Уральский университет; «Инженерная мысль»,
2006. С. 163-166.
4.26. СП 13-101-99. Правила надзора, обследования, проведения технического обслу-
живания и ремонта промышленных дымовых и вентиляционных труб. — М.: Гос-
строй России. ГУП ЦПП, 1999. — 22 с.
4.27. Сатьянов В.Г., Хапонен Н.А., Пилипенко П.Б. и др. Регламентация правил от-
бора проб бетона из ствола железобетонной дымовой трубы // Безопасность труда в
промышленности. 2005. № 1. С. 50-54.
172
Глава 5.
ЭКСПЕРТИЗА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ГАЗООТВОДЯЩИХ (ДЫМОВЫХ) ТРУБ
5.1. Общие положения
В 1997 г. был принят Федеральный закон «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 г., направленный
на предупреждение аварий, защиту населения и территорий от чрезвычайных
ситуаций, экологической безопасности [5.1, 5.2].
В 2002 г. были введены в действие, разработанные в соответствии с требова-
ниями Федерального закона о промышленной безопасности «Правила безо-
пасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб»
ПБ 03-445-02 Госгортехнадзора России [5.3].
В правилах впервые для всех промышленных объектов поднадзорных феде-
ральному органу исполнительной власти, специально уполномоченному в об-
ласти промышленной безопасности, были регламентированы процедура и нор-
мативные сроки проведения осмотров, обследований, технического обслужи-
вания и ремонта дымовых и вентиляционных промышленных труб, установ-
лены формы и перечень технической документации, а также требования безо-
пасности при эксплуатации.
Экспертизе промышленной безопасности подлежат трубы, а также проектная
документация на строительство, реконструкцию, консервацию и ликвидацию
промышленных газоотводящих труб на опасном производственном объекте.
Экспертиза труб проводится по результатам обследований, сроки которых
регламентируются «Методическими указаниями по обследованию дымовых и
вентиляционных промышленных труб» Госгортехнадзора России РД 03-610-
03, 2003 г. [5.4] (см. Приложение 13).
Экспертизу труб могут проводить только организации, имеющие лицензию
на указанный вид деятельности, выданную уполномоченным федеральным
органом в вопросах промышленной безопасности — Ростехнадзором РФ.
Обследование газоотводящих труб является составной частью проведения
экспертизы.
Организация, выполняющая обследование труб должна иметь в своем со-
ставе специализированное подразделение, укомплектованное аттестованны-
ми работниками соответствующей квалификации, прошедшими медицинскую
комиссию на допуск к верхолазным работам и имеющими стаж практической
работы в области трубостроения.
В каждой организации, использующей трубы, должна быть создана и дей-
ствовать служба технического надзора за техническим обслуживанием, безо-
173
пасной эксплуатацией и своевременным ремонтом труб, а в случае невозмож-
ности иметь собственную службу данные функции должны быть обеспечены
силами привлеченных специализированных организаций.
Ответственные по надзору за техническим состоянием труб должны быть
аттестованы территориальной аттестационной комиссией.
Работы по обследованию труб выполняются на основании технического за-
дания на обследование труб, которое является основанием для разработки тех-
нической программы работ.
Порядок и процедуры проведения экспертизы приведены в «Правилах про-
ведения экспертизы промышленной безопасности» ПБ 03-246-98 и для газо-
отводящих труб имеют следующие особенности [5.5]:
Для проведения экспертизы заказчик должен предъявить дополнительно сле-
дующие данные по объекту экспертизы:
• проект объекта (рабочие чертежи, пояснительная записка, данные по про-
ектным нагрузкам и воздействиям, характеристики принятых для строитель-
ных материалов;
• строительную документацию с изменениями и отступлениями от проекта,
согласованными с проектной организацией, журналы работ, акты контрольно-
го испытания примененных материалов, акт приемки объекта в эксплуатацию;
• данные по ремонту эксплуатации объекта с момента ввода его в эксплуата-
цию (тип и количество котлов, теплоагрегатов, последовательность их под-
ключения, виды и количество сжигаемого топлива, температура и объем ды-
мовых газов, их состав, температура точки росы, методы очистки дымовых
газов);
• сведения о видах и объемах выполненных ремонтов;
• результаты ранее выполненных обследований технического состояния трубы;
• другие материалы, в зависимости от представляемого для экспертизы объек-
та экспертного исследования.
Представленные материалы должны соответствовать объекту экспертизы, а
в случае их несоответствия экспертная организация уведомляет об этом заказ-
чика. При не предоставлении запрашиваемых материалов в согласованной с
заказчиком срок представленные на экспертизу материалы возвращаются и
экспертиза не проводится.
Экспертизы назначаются приказом и полномочия их устанавливаются экспер-
тной организацией. При проведении экспертизы группой экспертов, назначает-
ся ведущий эксперт, отвечающий за результаты работы группы экспертов.
Проведение экспертизы заключается в установлении полноты, достовернос-
ти и правильности представленной информации, соответствие ее стандартам,
нормам и правилам промышленной безопасности, а также в подтверждении
соответствия объекта экспертизы названным требованиям при их испытаниях
и исследованиях.
174
Порядок и последовательность выполнения комплекса работ по определе-
нию технического состояния эксплуатируемых газоотводящих труб, объем
технической документации, выдаваемой экспертной организацией, выполнив-
шей обследование, изложены в «Методических указаниях по обследованию
дымовых и вентиляционных промышленных труб» РД 03-610-03 [5.4].
При проведении экспертизы промышленной безопасности труб по каждому
объекту проверяется:
• соответствие строительных конструкций объекта экспертизы проекту;
• соответствие фактического температурно-влажностного режима, объема и
состава отводимых газов проектным значениям;
• техническое состояние объекта экспертизы по результатам комплексного
обследования технического состояния сооружения;
• результаты определения прочности и состояния материалов конструкций
методами неразрушающего контроля или лабораторных испытаний;
• исследование изменений гидрогеологических характеристик грунтов ос-
нования труб при наличии зафиксированных воздействий;
• поверочные расчеты несущей способности ствола с учетом выявленных
дефектов и повреждений, при классификации технического состояния объек-
та имеющего дефекты и повреждения, относящиеся к категории опасности
“А”. К таким дефектам и повреждениям относятся дефекты и повреждения
основных несущих конструкций труб, представляющие непосредственную
опасность их разрушения (недопустимые крены и искривления стволов, от-
слоение защитного слоя бетона и обнажением и выгибом вертикальных стер-
жней арматуры на значительной более 15 % части периметра, обрушение уча-
стков футеровки и др.;
• правильность определения категории опасности дефектов и повреждений
конструкций, выявленных при обследовании технического состояния трубы;
• соответствия рекомендаций, разработанных по результатам обследования
технического состояния трубы, требованиям промышленной безопасности и
необходимость этих рекомендаций;
• соответствие представленной эксплуатационно-технической документации
требованиям с ПБ 03-445-02 и действующим нормативным документам.
По результатам проведенной экспертизы составляется заключение о соответ-
ствии (не соответствии) состояния трубы требованиям промышленной безопас-
ности, и, при необходимости, даются рекомендации по техническим решениям
и проведению компенсирующих мероприятий по повышению эксплуатацион-
ной надежности и промышленной безопасности газоотводящей трубы.
Состав и оформление Заключения промышленной безопасности на объект
экспертизы, порядок ее представления в орган испо7лнительной власти упол-
номоченным в области промышленной безопасности или территориальным орга-
нам для рассмотрения и утверждения определены «Правила проведения экс-
175
пертизы промышленной безопасности» ПБ 03-246-98 и «Положением о поряд-
ке утверждения экспертизы промышленной безопасности» РД 03-298-99.
Заключение экспертизы должно содержать:
- наименование заключения экспертизы;
- вводную часть, включающую основание для проведения экспертизы, све-
дения об экспертной организации, сведения об экспертах и наличии лицензии
на право проведения экспертизы промышленной безопасности;
- перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие зак-
лючения экспертизы;
— сведения о заказчике;
- цель экспертизы;
- сведения о рассмотренных в ходе экспертизы документах (проектных, кон-
структорских, эксплуатационных, ремонтных) с указанием объемов представ-
ленных документов, шифр, номер или другую индексацию для идентифика-
ции документации;
- краткую характеристику и назначение объекта экспертизы;
- результаты проведенной экспертизы;
- заключительную часть с обоснованными выводами и рекомендациями по
техническим решениям и проведению компенсирующих мероприятий;
- приложения, содержащие перечень использованной при экспертизе нор-
мативной технической и методической документации, актов испытаний (при
проведении их силами экспертной организации).
Заключение экспертизы подписывается руководителем экспертной органи-
зации, заверяется печатью экспертной организации, принимается с указанием
количества сшитых страниц и передается заказчику. Заказчик передает заклю-
чение экспертизы в центральный аппарат или территориальный орган испол-
нительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности,
в первую очередь, в случае, если по результатам обследования установлено,
что сооружение промышленного назначения находится в неудовлетворитель-
ном состоянии.
Решение о дальнейших действиях по приведению в порядок объекта экспер-
тизы принимается руководителем эксплуатирующей организации.
5.2. Практика экспертизы промышленной безопасности
дымовых и вентиляционных труб
5 .2.1. Практика экспертизы в электроэнергетике [5.7]
Организация комплексных обследований данных эксплуатируемых соору-
жений с периодичностью один раз в пять лет [5.3, 5.4] обусловлена динамикой
процессов старения и коррозионного износа ограждающих и несущих конст-
176
рукций, установленных по результатам многолетних наблюдений и исследо-
ваний, проводившихся в ряде отраслей промышленности непосредственно на
объектах ВНИПИ Теплопроектом, «Фирмой ОРГРЭС», Союзтеплостроем,
Спецремэнерго были определены наиболее эффективные методы диагности-
ки состояния труб в зависимости от конструктивных особенностей, режима и
сроков эксплуатации. Накопленные данные послужили базой для совершен-
ствования ранее принятых проектных решений и разработки новых типов труб,
максимально приспособленных к условиям нестабильных тепловых нагрузок,
работы оборудования на непроектных видах топлива.
Согласно [5.7], основное внимание при экспертизе промышленной безопас-
ности труб в настоящее время должно обращаться на определение остаточно-
го ресурса как сооружения в целом, так и на остаточный ресурс таких конст-
рукций, как кирпичная футеровка, теплоизоляция, антикоррозионная защита
металлических стволов, которые значительно меньше ресурса ствола трубы,
но при их неисправности железобетонный, кирпичный, металлический ствол
трубы в короткий срок может оказаться в аварийном состоянии.
Результаты экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) труб должны
давать возможность разработки оптимальных компенсирующих мероприятий
по восстановлению эксплуатационной надежности и промышленной безопас-
ности труб.
Отсутствие достоверных данных о состоянии труб приводит к тому, что в
одном случае реализуются высокозатратные мероприятия, когда в них нет не-
обходимости (усиления стволов обоймами, замена футеровок, замена метал-
лических стволов), а в другом случае устранение повреждения конструкции
не выполняется на начальной стадии развития, когда можно обойтись мини-
мальными профилактическими мероприятиями, и в дальнейшем требует зат-
рат многократно больших.
До последнего времени экспертизой состояния дымовых вентиляционных
труб занимался ограниченный круг организаций, и наиболее квалифициро-
ванно такая работа была организована в энергетической отрасли, где сосредо-
точено мощное теплоэнергетическое оборудование, и для отвода и выброса в
атмосферу дымовых газов потребовалось возводить самые высокие трубы, на
многие из которых были подключены мощности, превышающие миллион ки-
ловатт. В семидесятых годах для диагностики состояния труб и обеспечения
их ремонта по результатам обследований были созданы соответствующие
структуры на тепловых электростанциях, в энергосистемах и в наладочных
технологических организациях и разработана нормативно-техническая отрас-
левая документация по организации диагностики состояния труб. В результа-
те функционирования системы надзора за трубами на энергопредприятиях и
периодических комплексных обследований труб специализированными орга-
177
низациями было обеспечено поддержание их эксплуатационной надежности
или реконструкция труб в случаях, когда ремонтные технологии оказывались
экономически неэффективными.
На промышленных предприятиях России, отнесенных, в соответствии с
Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производ-
ственных объектов» [5.1] к опасным производственным объектам, в эксплуа-
тации находится 3500 железобетонных труб высотой до 370 м, более 10000
кирпичных труб высотой до 120 м, около 7000 металлических труб высотой
80-200 м, потеря эксплуатационной надежности и промышленной безопасно-
сти которых сопряжена с большим ущербом для промышленности и окружа-
ющей среды. Помимо вышеуказанных труб, в систему экспертизы промыш-
ленной безопасности попало около 100 тысяч металлических труб малой вы-
соты отопительных котельных и предприятий, связанных с производством
токсических, горючих, окисляющих и других веществ, представляющих опас-
ность для окружающей природной среды.
Так как периодичность проведения комплексных обследований труб, нахо-
дящихся в эксплуатации более 10-20 лет, согласно «Правилам промышленной
безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных
труб» [5.3], предусмотрена один раз в пять лет, то ежегодно должно обследо-
ваться около 4 тысяч труб большой высоты, что требует специального обору-
дования и отключения теплотехнического оборудования большой мощности
на время обследования труб.
Объем обследования труб высотой до 30-50 м, в основном металлических, с
той же периодичностью, составляет 15-20 тысяч труб в год (в ценах 2000 г.).
До введения в действие ПБ 03-445-03 надзор за их состоянием обеспечивался
персоналом, эксплуатирующим объект, и ограничивался визуальной оценкой
дефектов и повреждений, а затраты на ремонт для поддержания труб в исправ-
ном состоянии не превышали тех затрат, которые требуются в настоящее вре-
мя для реализации только проведения экспертизы труб в соответствии с ПБ
03-445-03 [5.3].
Исходя из этого, предлагается пойти по пути дифференцированного подхода
к организации экспертизы промышленной безопасности труб в зависимости
от параметров, конструктивных особенностей и режима эксплуатации труб
[5.7].
Многократное увеличение с 2002 г. работ по обследованию труб привело к
снижению качества данного вида работ из-за отсутствия достаточного количе-
ства подготовленных специалистов по диагностике такого рода сооружений.
В результате не устанавливаются причины ухудшения состояния конструкций,
появляются неквалифицированные оценки состояния труб, предлагаются нео-
боснованные компенсирующие мероприятия по восстановлению эксплуата-
ционной надежности и промышленной безопасности труб, требующие боль-
178
ших, практически ненужных, материальных затрат. Особенно часто такие си-
туации наблюдались, когда обследование труб выполняли организации, ос-
новным видом деятельности которых является ремонт сооружений.
Снижению качества экспертизы способствует практика проведения аттеста-
ции экспертов промышленной безопасности дымовых и вентиляционных труб,
когда «попутно» с аттестацией эксперта по технологическому оборудованию
дается право экспертизы дымовых и вентиляционных труб специалистам, ни-
когда ранее не занимавшимся такими работами.
Требуется также корректировка ПБ 03-445-02 [5.3], в которых допущен це-
лый ряд положений и требований, отрицательно влияющих на качество экс-
пертизы промышленной безопасности труб, вследствие чего исправное, рабо-
тоспособное состояние кирпичных и металлических труб может быть оцене-
но как неработоспособное, аварийное. Не указаны нижние граничные пара-
метры труб по высоте и диаметру, которые следует отнести к опасному объек-
ту, нет четкого определения, какое сооружение следует отнести к дымовой и
вентиляционной трубе и т.п. [5.7].
5 .2.2. О проблемах экспертизы промышленной безопасности
на примере дымовых труб
Несколько иное мнение по проблемам ЭПБ дымовых и вентиляционных труб
изложено в [5.8]. Приведем его здесь в сокращенном виде.
Тяжелые условия эксплуатации большинства труб с учетом их конструктив-
ных особенностей, непроектный режим эксплуатации, несвоевременный ре-
монт, качество строительства — все это выдвигает на первое место вопросы
контроля технического состояния этих опасных производственных объектов,
условий их эксплуатации и организации надзора. Своевременно введен в 2002
г. государственный контроль за промышленными трубами органами бывшего
Госгортехнадзора, теперь Федеральной службы по технологическому надзору,
т.к. ведомственный контроль имел существенные недостатки.
Выпущенные в 2002 г. Госгортехнадзором «Правила безопасности при эксп-
луатации дымовых и вентиляционных промышленных труб» (ПБ 03-445-02)
[5.3] регламентировали содержание и надзор за техническим состоянием труб,
в том числе проведение осмотров, обследований, ремонтов. В Правилах при-
ведены обязанности владельцев труб по организации надзора за сооружения-
ми, указаны категории опасности дефектов и повреждений, классификация
технического состояния труб, определена периодичность плановых обследо-
ваний труб и указаны условия, при которых проводятся внеплановые обследо-
вания, даны формы паспорта трубы и образцы других документов.
В основных положениях Правил (п. 3) указано, что промышленные трубы
на опасных производственных объектах подлежат обязательной экспертизе
179
промышленной безопасности, и что обследование и экспертиза осуществля-
ются организациями, имеющими лицензии на эти виды деятельности и соот-
ветствующих аттестованных экспертов. Последнее породило своеобразный
«бум» в делах обследования и экспертизы. За короткий срок «родилось» мно-
жество организаций, получивших лицензии и аттестации, но не имеющих со-
ответствующего опыта в обследовании и экспертизе. Для выполнения обсле-
дования или экспертизы такого сложного инженерного сооружения, как ды-
мовая или вентиляционная труба, нужны опыт и знания, накапливаемые года-
ми, а этого «скороспелые» организации не имеют, что отрицательно сказыва-
ется на качестве обследования и экспертизы со всеми вытекающими из этого
последствиями. В связи с этим владельцам труб при выборе организации-ис-
полнителя работ по обследованию и экспертизе необходимо в первую очередь
обращать внимание на продолжительность деятельности этой организации и
ее опыт работ по промышленным трубам, наличие квалифицированных кад-
ров, спецоснастки и приборов. Следует требовать представления отзывов быв-
ших Заказчиков, копий отчетов и заключений экспертизы по проделанной ра-
боте [5.8].
Согласно [5.9], имеют место не менее значимые проблемы, вызванные НТД,
регламентирующими проведение ЭПБ. Во многом эти проблемы определи-
лись после ввода в действие новых директивных документов — ПБ 03-445-02
и РД 03-610-03 [5.3, 5.4], недостаточно связанных с ПБ 03-246—48, РД 03-298-
99 [5.5, 5.6], и отсюда несколько противоречивого, а также неоднозначного их
понимания всеми участниками ЭПБ.
С учетом многочисленных обращений в органы Ростехнадзора (РТН) со сто-
роны территориальных управлений, Заказчиков (владельцев сооружений) и
экспертных организаций, выявился определенный круг вопросов, который
требует разрешения.
Лучшим способом этого решения был бы, конечно, выпуск органами РТН
руководящего документа по ЭПБ дымовых и вентиляционных труб. Такое пред-
ложение РТН со стороны ассоциации Ростеплостроймонтаж было сделано в
середине 2005 г., равно как и предложение о выпуске временного документа
— разъяснения по вопросам ЭПБ вышеуказанных объектов. Приведем их по
материалам [5.9].
В целях конкретизации требований промышленной безопасности (п. 4.6 раз-
дела IV ПБ 03-246-98 [5.5]) к дымовым и вентиляционным трубам при прове-
дении экспертизы промышленной безопасности (далее экспертиза), а следо-
вательно, и мероприятиям по проведению самой экспертизы, мы предлагаем
считать необходимым и достаточным критерием промышленной безопаснос-
ти дымовых и вентиляционных труб, в свете понятия Промышленной безо-
пасности (ст. 1 «Основные понятия», гл. 1 «Общие положения» 116-ФЗ «О
180
промышленной безопасности опасных производственных объектов» [5.1]) —
защищенность опасного производственного объекта от возможных аварий и
их последствий, связанных с неудовлетворительным техническим состоянием
вышеуказанных сооружений или их элементов, влекущем за собой обрушение
несущего ствола, футеровки, газоотводящего ствола, фрагментов наружной
поверхности ствола, металлоконструкций и дополнительно устанавливаемого
в стволе оборудования.
В связи с этим, под экспертизой промышленной безопасности дымовых труб
(раздел «Основные определения» (ПБ 03-246-98 [5.5])) понимается оценка
соответствия объекта экспертизы требованиям надежности конструкции или
ее элементов, основанная на комплексе обследовательских и расчетных работ.
Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности дымовых и
вентиляционных труб определяется «Правилами проведения экспертизы про-
мышленной безопасности ПБ 03-246-98 [5.5] разделом IV «Порядок проведе-
ния экспертизы» с определенными дополнениями (уточнениями):
- по п.4.1; 4.2. Все действия этих пунктов документируются внутренними
документами Заказчика и Экспертной организации (договора, графики, заяв-
ки и т.п.) и в материалы экспертизы не включаются.
- по п.4.3.1. Необходимые для проведения ЭПБ материалы, документация и
все действия, связанные с их получением, в полной мере определены ПБ 03-
445-02 и РД 03-610-03 [5.3; 5.4].
- по п.4.3.2. В материалы Экспертизы вкладывается приказ о назначении эк-
спертов, копии их удостоверений. Другие документы и справки требовать не-
целесообразно.
- по п.4.3.3. Практика проведения ЭПБ дымовых и вентиляционных труб
показывает отсутствие необходимости ее проведения на месте (у Заказчика).
На месте (у Заказчика) проводится обследование технического состояния со-
оружений, регламентируемое ПБ 03-445-02 и РД 03-610-03 [5.3; 5.4].
В этих правилах сформулированы все требования (пп. 4.3.3, 4.3.3.1, 4.3.3.3
ПБ 03-246-98), применимые для ЭПБ дымовых труб, т.е. в части ЭПБ про-
мышленных дымовых и вентиляционных труб необходимо руководствоваться
не требованиями вышеперечисленных пунктов, а требованиями. ПБ 03-445-02
[5.3].
- по п.4.3.3.3. Под мероприятиями, необходимыми для дальнейшего завер-
шения экспертизы, понимаются не результаты экспертизы в виде рекоменда-
ций, излагаемых в Заключительной части Заключения при завершении экс-
пертизы, а мероприятия по устранению причин, не позволяющих закончить
процесс ее непосредственного проведения. В абсолютном большинстве слу-
чаев это вызвано невозможностью собрать необходимую и достаточную ин-
формацию в процессе проведения обследования технического состояния труб
181
(например: отсутствие ходовых скоб на стволе трубы, сильные разрушения
фрагментов ствола или металлоконструкций, не позволяющих подняться на
этот ствол и снять необходимые параметры; невозможность останова трубы
для проведения внутреннего обследования и т.п.). В этом случае составляются
мероприятия и календарный план их реализации.
Зачастую путают мероприятия, необходимые для дальнейшего завершения
экспертизы и условия, подлежащие выполнению (положения, не препятству-
ющие выдаче Заключения экспертизы), с рекомендациями по техническим
решениям и компенсирующим мероприятиям предлагаемыми в Заключитель-
ной части Заключения Экспертизы (раздел V ПБ 03-246-98 [5.5]. Требования
к оформлению Заключения экспертизы, п. 5.1). Данные рекомендации выпол-
няются Заказчиком в установленном порядке. Экспертная организация за сво-
евременность и качество выполнения рекомендаций Заказчиком ответствен-
ности не несет. Работа по ЭПБ завершается передачей Заключения Заказчику
для утверждения его в установленном порядке в органах Ростехнадзора.
Требования к оформлению Заключения экспертизы промышленной безопас-
ности (раздел V ПБ 03-246-98) в части ЭПБ дымовых и вентиляционных про-
мышленных труб предлагается дополнить:
- по п. 5.1. В части обязательного включения в состав Заключения (в каче-
стве неотделимого приложения) отчета по обследованию технического состо-
яния сооружения, оформленного в соответствии с требованиями ПБ 03-445-
02 и РД 03-610-03 [5.3, 5.4] с приложением, в свою очередь, прочностных,
теплофизических (при необходимости), геодезических и прочих расчетов, обо-
сновывающих Заключение.
— по п. 5.2. В случае проведения ЭПБ проектной документации на установку
на ствол трубы дополнительного оборудования, в соответствии ПБ 03-445-02,
«Содержание и надзор за техническим состоянием», раздел 1 «Общие поло-
жения» п. 15 (а), к Заключению по экспертизе проектной документации при-
кладывается (как неотделимое приложение) Согласование (Заключение) Экс-
пертной организации, (а не Заключение ЭПБ), о возможности совместного
использования ствола с данным оборудованием, включающее в себя отчет по
обследованию технического состояния ствола трубы и все прочностные рас-
четы в объеме, необходимом для определения его устойчивости с рекоменда-
циями (в случае наличия дефектов), позволяющими, при их выполнении, осу-
ществлять совместную безаварийную эксплуатацию сооружения.
- по п.5.3. С учетом Общих правил промышленной безопасности для орга-
низаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопас-
ности опасных производственных объектов (ПБ 03-517-02 [5.10] п. 7.3. разде-
ла VII) Заключение ЭПБ может представляться (по согласованию с Заказчи-
ком) в органы Ростехнадзора Экспертной организацией, что повышает опера-
тивность его рассмотрения и утверждения.
182
По правилам безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных
промышленных труб (ПБ 03-445-02) [5.3]:
- по п.6 раздела IV «Проведение обследований» — указанные документы,
подтверждающие правомочность организации и ее работников выполнять об-
следования труб, являются внутренними документами по охране труда и тех-
нике безопасности организации, предъявляются только Заказчику при оформ-
лении наряда-допуска на работы, и к техническим отчетам по обследованию
не прилагаются.
- по п.7 «Основные положения» — необходимость маркировочной окраски
и светового ограждения определяется требованием «Руководства по эксплуа-
тации гражданских аэродромов Российской Федерации (РЭГА-94).
- по п. 10 раздела IV «Проведение обследований» — в случае невозможнос-
ти предоставления необходимой документации в полном объеме организация,
проводящая обследование, в соответствии с п.2.2.8 Методических указаний
по обследованию дымовых и вентиляционных промышленных труб (РД 03-
610-03) [5.4], по дополнительному соглашению с Заказчиком производит за-
меры всех ее параметров, проводит необходимые прочностные, теплофизи-
ческие и другие расчеты, производит оценку фактического состояния трубы, и
на основании этого дает оценку технического состояния сооружения. В случае
проведения ЭПБ данного сооружения вышеуказанная оценка является осно-
ванием для выдачи Заключения ЭПБ. С Заказчика ответственность за укомп-
лектование объекта документацией не снимается (п. 15 этого же раздела).
- по п.5. Программа обследования (приложение № 3) — в специальных ме-
роприятиях оговаривается возможность (необходимость) проведения мероп-
риятий (п.п. «а» и «б»), позволяющих закончить обследование (следователь-
но, и Экспертизу в целом).
- по п.7. Программа обследования (приложение № 3) — под внесением из-
менений по реализованному обследованию сооружения следует понимать «Вне-
сение Заказчиком изменений в техническую документацию и принятие мер по
реализации рекомендаций технического характера по результатам обследова-
ния».
Обращаем так же внимание на необходимость тщательной проверки аргу-
ментированности отнесений повреждений к категории опасности «А» и «Б»,
переходящей в «А», их классификации (ПБ 03-445-02), и, соответственно, ар-
гументированности рекомендаций по техническим решениям и компенсиру-
ющим мероприятиям, предлагаемые в Заключительной части Экспертизы.
Классификация технического состояния трубы и рекомендации могут быть
основаны только на результатах расчетов, выполненных организациями, име-
ющими лицензии на проектирование.
Практически все вышеуказанные вопросы, так или иначе, путем переписок
между организациями (Заказчик, экспертные и РТН) по конкретным объектам
183
были сняты, однако широкой публикации — естественно — не находили, и
поэтому остаются открытыми.
Конкретные разъяснения со стороны РТН есть по вопросам необходимости
проведения ЭПБ дымовых труб, расположенных на рамах котлов ПТВМ (№ 09-
02-49/253 от 11.02.2005 г.), по вопросу осуществления ЭПБ зданий и сооруже-
ний, в том числе дымовых и вентиляционных труб на объектах электроэнерге-
тики организациями, имеющими лицензии на ЭПБ вне зависимости от сжига-
емого топлива или при необходимости (№ 309-31/1446 от 18.07.2005 г.).
На настоящее время непонятно, как проводить ЭПБ труб, пристроенных к
зданиям, и, наверное, таких вопросов наберется у каждой экспертной органи-
зации достаточно [5.9].
Одной из таких организаций следует назвать специализированный инженер-
ный центр «Экспертиза» (г. Казань). Специалисты этой организации так же
отмечают [5.14] целесообразность внесения изменений в основные НТД по
экспертизе — ПБ 03-445-02 [5.3] и РД 03-610-03 [5.4].
Выход Правил безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных
промышленных труб (ПБ 03-445-02) и Методических указаний по обследова-
нию дымовых и вентиляционных промышленных труб (РД 03-610-03) позво-
лил в полном объеме проводить работы по ЭПБ промышленных труб в рамках
федерального закона. Таким образом, ПБ 03-445-02 и РД 03-610-03 стали «пер-
вой ласточкой» в общей системе ЭПБ по зданиям и сооружениям на опасных
производственных объектах. По всей России активно проводятся обследова-
ния дымовых труб, выдаются заключения ЭПБ. Часто по причинам несогласо-
ванности нормативных документов перед эксплуатирующими, экспертными
организациями и территориальными органами Федеральной службы по эко-
логическому, технологическому и атомному надзору возникают вопросы о
порядке, объеме и сроках проведения обследования и ЭПБ дымовых и венти-
ляционных труб.
Не способствуют эффективному обследованию, экспертизе зданий и соору-
жений положения основного документа в системе ЭПБ — Правил проведения
экспертизы промышленной безопасности (ПБ 03-246-98) [5.5]. Они хоть и
охватывают все виды экспертизы, но фактически разработаны на основании
опыта по экспертизе технических устройств, у которых принято считать два
технических состояния «исправное» и «аварийное». В данном документе объект
экспертизы неделим и невозможно проведение технического обследования
отдельных частей, да и отсутствует само понятие «обследование». Выдается
положительное или отрицательное заключение экспертизы с конкретными
выводами: можно эксплуатировать или нельзя (пп.4.4.2-4.4.6).
Данные схемы в большинстве случаев не применимы при обследовании и
ЭПБ зданий и сооружений. Приведем вариант ЭПБ, проводимой в соответ-
ствии с ПБ 03-246-98, применительно к производственному зданию или со-
184
оружению (дымовой трубе). У всех зданий и сооружений в процессе строи-
тельства и эксплуатации возникают дефекты и повреждения. Выявленные в
ходе диагностирования (обследования) дефекты и повреждения выводят зда-
ние или сооружение (дымовую трубу) из состояния «исправное», но не обяза-
тельно приводят к состоянию «аварийное». После обследования, если состоя-
ние объекта экспертизы признано исправным (работоспособным, ограничено
работоспособным), разрешается эксплуатация с условием выполнения ком-
пенсационных мероприятий и рекомендаций по устранению дефектов и по-
вреждений. Согласно п.4.3.3.3 ПБ 03-246-98, невозможно завершение экспер-
тизы и утверждение заключения промышленной безопасности без «реализа-
ции этих мероприятий», при этом срок проведения экспертизы (п.4.2.4) не
должен превышать 3 мес. Так как сроки устранения дефектов и повреждений
не определены, все работы должны быть выполнены в течение 3 мес. и до
ввода объекта в эксплуатацию.
Для производственных зданий и сооружений, особенно для дымовых труб,
устранение выявленных дефектов и повреждений за столь короткий срок трудно
выполнимо. До окончания обследования техническое состояние дымовой тру-
бы было неизвестно и, следовательно, не были определены и согласованы тех-
нические решения, объемы работ, не запланировано финансирование, не выб-
ран подрядчик. Технологический останов на абсолютном большинстве труб
составляет не более 3 мес. в году (как правило, в летний период), к моменту
выдачи заключения теплоагрегаты уже работают и вывод в ремонт невозмо-
жен, к тому же время и сроки проведения ремонтных работ зависят от большо-
го числа внешних и внутренних факторов (время года, состояние сооружения,
объем работ, режим эксплуатации и др.). К примеру, работы по основным на-
ружным конструкциям железобетонной дымовой трубы возможны только в
летний период, работы по футеровке, слезниковым поясам и оголовку — толь-
ко при отключении и выведении из эксплуатации теплоагрегатов и т.д. В итоге
начало ремонтных работ возможно только через 8-12 мес., а утверждение и
регистрация заключения промышленной безопасности в Федеральной службе
по экологическому, технологическому и атомному надзору — через год после
проведения технического обследования, при наличии подтверждения выпол-
нения ремонтных работ. К этому времени в процессе эксплуатации возникнут
новые дефекты и повреждения, которые не позволят считать состояние объек-
та «исправным» и потребуют проведения новых работ по техническому диаг-
ностированию и ремонту.
В настоящее время контроль за выполнением компенсационных мероприя-
тий возлагается на экспертную организацию, без учета специфики, объема и
сложности ремонтных работ. Это оправданно, на наш взгляд, только при уст-
ранении дефектов и повреждений категории А (в редких случаях Б), когда речь
идет о предотвращении разрушения сооружения, необходимости реконструк-
185
ции, консервации или демонтажа. При теперешнем соотношении экспертных
организаций и требующих ЭПБ зданий и сооружений осуществление экс-
пертными организациями качественного надзора за проведением всех ремон-
тных работ не представляется возможным. Необходимо возложить функции
контроля за выполнением рекомендаций по устранению дефектов и повреж-
дений категории В и Б (не влияющих на несущую способность) на службу по
надзору, созданную на предприятии в соответствии с требованием правил из
числа должностных лиц, аттестованных органами Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору в качестве ответствен-
ных за надзор и безопасную эксплуатацию. Это позволит полнее осуществ-
лять надзор за выполнением ремонтных работ, лишит экспертную организа-
цию возможности лоббировать «свою» подрядную организацию и обеспечит
свободные рыночные отношения. Необходимо также не допускать проведе-
ния технического обследования, ЭПБ промышленных дымовых труб и после-
дующего ремонта силами одной организации, так как это часто приводит к
необоснованной оценке технического состояния объекта экспертизы и завы-
шению объемов ремонтных работ.
В связи с вышеперечисленным необходимо внести изменения в требования
системы ЭПБ, предъявляемые к срокам, порядку проведения и содержанию
экспертизы, самому объекту ЭПБ. Требуется разработка новой теоретической
базы, введение в систему ЭПБ понятия «эксплуатация объекта с наличием де-
фектов и повреждений», с определением возможных сроков их устранения в
зависимости от категории опасности. Одним из вариантов может стать разра-
ботка новых правил на базе существующих, конкретно для проведения ЭПБ
зданий и сооружений. А для осуществления единого подхода возможно ис-
пользование системы категорийности дефектов и повреждений, классифика-
ции состояния объекта экспертизы, определенной в ПБ 03-445-02 [5.3].
О проблемах, возникающих в ходе проведения обследования и ЭПБ дымо-
вых и вентиляционных промышленных труб. Сейчас под действие ПБ 03-445-
02 подпадают трубы, имеющие собственный фундамент, и отдельностоящие.
Однако существует большое число дымовых и вентиляционных труб высотой
60 м и выше, основанием которых служат строительные конструкции произ-
водственных зданий, котлов, печей и др. Падение такой трубы будет намного
опаснее, так как приведет к разрушению не только самой дымовой трубы, но
и, возможно, здания или технического устройства. Не ясна судьба дымовых
труб высотой менее 20 м, так как под действие ПБ 03-445-02 они подпадают, а
РД 03-610-03 на них не распространяется. Критерием оценки можно принять
не наличие собственного фундамента, а принадлежность дымовой трубы к
технологическому циклу на опасном производственном объекте.
В основу ПБ 03-445-02 и РД 03-610-03 заложен, по мнению [5.14], опыт
эксплуатации и обследования крупных промышленных дымовых труб (моно-
186
литных железобетонных труб высотой 100 м и выше), а полученные результа-
ты и требования к эксплуатации в последующем распространены на все суще-
ствующие типы труб. К примеру, применение тепловизионного метода конт-
роля имеет смысл только на крупных дымовых железобетонных трубах высо-
той более 100 м при наличии сложных систем защиты (три слоя и более) несу-
щего ствола от перегрева, и может служить лишь начальным этапом при про-
ведении комплексного обследования дымовой трубы, не заменяя внутренний
осмотр. Основанием для применения тепловизора может стать нарушение
проектного режима эксплуатации с визуально выявляемыми повреждениями
железобетонного ствола, например выход конденсата в швах бетонирования,
разрушение защитного слоя бетона и т.д. Вряд ли здесь можно согласиться с
авторами [5.14] (см. п.1.4).
Число металлических и кирпичных труб небольшой высоты (до 45 м) в не-
сколько раз превышает количество «крупных» труб. Металлические дымовые
трубы с оттяжками высотой 20-45 м и диаметром до 1 м составляют около
70% общего «парка» труб, для которых основные критерии оценки техничес-
кого состояния — относительная коррозия металла стенки и дефекты сварных
швов элементов трубы. Неоправданно жесткие требования существуют для
дымовых металлических труб с оттяжками по кренам. Расчеты показывают,
что превышения предельно допустимых значений в 3-5 раз для труб данного
типа высотой до 45 м незначительно влияют на напряженно-деформирован-
ное состояние ствола, так как в работу на восприятие нагрузок вступают пре-
дусмотренные проектом оттяжки. Требования Правил к эксплуатации, обсле-
дованию и ЭПБ для таких труб должны быть пересмотрены и упрощены.
В составе комплексного обследования дымовой трубы, в соответствии в ПБ
03-445-02, необходимо обязательное выполнение расчета на несущую способ-
ность с учетом выявленных дефектов и повреждений. В РД 03-610-03, что
более оправданно, расчет несущей способности ствола требуется при наличии
дефектов и повреждений категории А. И только на основании результатов рас-
чета можно сделать вывод об аварийности объекта. Во-первых, сразу возника-
ет вопрос: какой расчет может разрешить выход за предельное состояние, если
это состояние действительно предельное? Либо необходимо пересмотреть пе-
речень и степень влияния дефектов и повреждений категории А на состояние
сооружения, либо вообще отказаться от понятий «предельно допустимые от-
клонения», «дефекты» и «повреждения». Во-вторых, на сегодняшний день нет
утвержденной методики расчета несущей способности ствола дымовой тру-
бы, не определены основные факторы, которые необходимо учитывать при
определении напряженно-деформированного состояния сооружения. В резуль-
тате каждая экспертная организация выполняет расчет по своему усмотрению
и в силу своей компетенции. В-третьих, большинство дефектов и поврежде-
ний внутренних конструкций категории А невозможно учесть при проведе-
187
нии расчета на несущую способность ствола, и следовательно, требования по
его выполнению не вполне обоснованны.
Для выхода из этой ситуации нужно нормативно определить дефекты и по-
вреждения основных элементов трубы, при обнаружении которых объект экс-
пертизы автоматически, без каких-либо расчетов, должен быть признан ава-
рийным и выведен из эксплуатации. Необходимо разработать и утвердить ме-
тодику расчета несущей способности для всех конструктивных решений ды-
мовых труб.
Глобальная проблема на сегодняшний день — снижение тепловых нагрузок
на абсолютном большинстве эксплуатируемых дымовых труб. В п. 10 раздела
I ПБ 03-445-02 для обеспечения проектного режима требуется проведение
полной наладки технологического оборудования, однако в большинстве слу-
чаев это невыполнимо по ряду причин:
• максимальная проектная нагрузка котлов часто значительно ниже необхо-
димой нагрузки дымовой трубы (так как многие дымовые трубы строились в
СССР с перспективой увеличения нагрузок), и получить в настоящее время
нормальную (проектную) нагрузку на трубу невозможно даже со 100 %-ной
нагрузкой теплоагрегатов;
• в связи с переходом на газ и усовершенствованием технологии производ-
ства КПД котлов увеличился, объемы и температура дымовых газов уменьши-
лись, а трубы остались прежними;
• в этом нет необходимости: куда девать тепло, электроэнергию.
Анализируя результаты проведенных исследований, можно сделать вывод,
что в нормальном (проектном) режиме эксплуатации работает не более 15 %
промышленных дымовых труб, 15-20 % труб нагружено менее чем на 10 %, а
основное количество труб (70 %) — на 20-50 % от минимальных проектных
значений. Нарушение проектного режима эксплуатации негативно сказывает-
ся на техническом состоянии дымовой трубы и значительно снижает срок ее
безопасной и надежной работы.
Необходима разработка стандартных компенсационных решений в зависи-
мости от «недогруза», типа и технического состояния дымовой трубы веду-
щими проектными организациями. При сложившихся условиях решением
многих проблем может стать закрепление нормативного срока службы по каж-
дому типу дымовых труб с учетом условий эксплуатации, после истечения
которого труба должна быть выведена из эксплуатации с определением оста-
точного ресурса и последующей ее заменой, капитальным ремонтом, реконст-
рукцией и др.
Неполный перечень затронутых проблем в области, ЭПБ дымовых и венти-
ляционных промышленных труб [5.14] свидетельствует о необходимости вне-
сения дополнений в действующую нормативную документацию, более деталь-
188
ного рассмотрения вопросов с учетом всех возможных типов конструкций труб
и специфических особенностей различных отраслей производства.
Вопросы, возникающие при работах по техническому обследованию и ЭПБ
дымовых и вентиляционных промышленных труб, важно учесть и при разра-
ботке нормативной базы по обследованию и экспертизе промышленной безо-
пасности зданий и сооружений на опасных производственных объектах. В зак-
лючение следует отметить, что в приведенных здесь материалах не нашла от-
ражения ситуация, которая сложилась в связи с введением Федерального зако-
на «О техническом регулировании» [5.11]. Напомним определение понятия
«техническое регулирование» — это один из элементов промышленной поли-
тики в условиях рыночных отношений, определяющей сферы ответственнос-
ти государства и бизнеса. Согласно [5.11] должны вводиться технические рег-
ламенты на уровне федеральных законов, в которых устанавливаются базис-
ные требования по безопасности продукции, процессов ее производства. Пла-
нируется принять следующие технические регламенты, которые можно отнес-
ти к обсуждаемой здесь теме:
• О безопасности строительных материалов и изделий. Срок — 2008 г.
• О требованиях безопасности зданий и других строительных сооружений
гражданского и промышленного назначения. Срок — 2009 г.
• О требованиях к безопасности высотных зданий и сооружений. Срок —
2009 г.
В связи с этим, возможно, потребуется определенная корректировка НТД,
материалы, обсуждения которых приведены выше в настоящем разделе. Сле-
дует отметить, что на отраслевых уровнях проблема технического регулиро-
вания активно обсуждается, см., например, [5.12, 5.13].
5.3. Список литературы к главе 5
5.1. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 г. «О промышленной безопасности опас-
ных производственных объектов». — М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышлен-
ности Госгортехнадзора России», 2001. — 28 с.
5.2. Комментарий к Федеральному закону № 116-ФЗ от 21.07.97 г. «О промышленной
безопасности опасных производственных объектов». — М.: ГУП «НТЦ по безопасно-
сти в промышленности Госгортехнадзора России», 2001. — 48 с.
5.3. Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промыш-
ленных труб (ПБ 03-445-02). Сер. 03. Вып. 16. — М.: ГУП НТЦ по безопасности в
промышленности Госгортехнадзора России», 2001. — 48 с.
5.4. Методические указания по обследованию дымовых и вентиляционных промыш-
ленных труб. (РД 03-610-03). Сер. 03. Вып. 40. — М.: ГУП «НТЦ по безопасности в
промышленности Госгортехнадзора России», 2003. — 52 с.
5.5. ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, http:/
/www.gosteplo.ru (зарегистрированы Минюстом России 08.12.1998 № 1656).
189
5.6. РД 03-298-99. Положение о порядке утверждения заключений экспертизы про-
мышленной безопасности, http://www.gosteplo.ru
5.7. Осоловский В.П. Экспертиза промышленной безопасности дымовых и вентиля-
ционных промышленных труб / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструк-
ции, автоматизация и экология: Труды Международного конгресса. — М.: Теплотех-
ник, 2004. С. 45—47.
5.8. Сатьянов В.Г. Проблемы обследования, экспертизы промбезопасности и ремон-
та дымовых и вентиляционных труб / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конст-
рукции, автоматизация и экология: Труды Международного конгресса. — М.: Тепло-
техник, 2004. С. 153-154.
5.9. Сатьянов В.Г. Проблемы экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) дымо-
вых и вентиляционных промышленных труб / Пече-трубостроение: тепловые режи-
мы, конструкции, автоматизация и экология: Труды II Международного конгресса. —
Екатеринбург: Уральский университет; Инженерная мысль, 2006. С. 100-102.
5.10. ПБ 03-517-02. Общие правила промышленной безопасности для организаций,
осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных про-
изводственных объектов, http://www.gosteplo.ru (зарегистрированы Минюстом России
28.11.2002 №3968)
5.11. Федеральный закон № 184-ФЗ от 27.12.2002 г. «О техническом регулировании»
5.12. Щелоков Я.М. Техническое регулирование в электроэнергетике // Энергонадзор
и энергобезопасность. 2007. № 1. С. 81-82.
5.13. Томчин ГА., Романов А.А. Гаврилов Е.И. О системе технического регулирова-
ния в электроэнергетике // Энергонадзор и энергобезопасность. 2006. № 3. С. 64—71.
5.14. Ладнушкин А.А., Антаков А.Б., Воронов А.А. и др. Дымовые трубы. Проблемы
безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2005. № 2. С. 2-А.
190
Глава 6.
ОЦЕНКА УСЛОВИЙ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ДЫМОВЫХ ТРУБ ПО КРИТЕРИЯМ ИХ УСТОЙЧИВОСТИ
6.1. Сложившаяся ситуация
До настоящего времени дымовые трубы, которые относят к сооружениям,
превышающим малые высоты, по своей структуре можно классифицировать
следующим образом:
-кирпичные, более 10000 шт.;
-железобетонные, более 3500 шт.;
- металлические, около 7000 шт.
Среди труб малой высоты в подавляющем количестве распространены ме-
таллические трубы (более 100000 шт.) [6.2]. Ежегодно следует проводить об-
следования до 4 тыс. данных сооружений, см. гл. 5.
В отдельных случаях, в зависимости от выявленных при обследовании де-
фектов, использованных строительных материалов, климатических условий и
т.п., следует проводить расчеты на устойчивость стволов труб или отдельных
их элементов. Большинство сложившихся методик, указания по расчету ды-
мовых труб разрабатывались применительно к стадии их проектирования [6.3-
6.6].
Достаточно подробно схемы данных расчетов показаны в книге 1 данного
справочного издания. В том числе:
• выбор высоты дымовых труб по условиям тяги, экологическим требованиям;
• тепловой расчет дымовых труб;
• расчеты на механическую прочность элементов дымовых труб и др.
Как показывает современная практика (см., например, гл. 3 настоящей кни-
ги), в условиях эксплуатации существующего фонда дымовых труб особенно
актуальными становятся вопросы их надежности, сроков ремонта, замены.
При наличии достаточно достоверных методик расчета и оценки срок эксп-
луатации труб в аварийном состоянии можно продлить на 2-3 года, см. разд.3.5
книги.
Определение устойчивости существующих труб выполняется несколькими
способами:
- выявление дефектов и повреждений, определение их параметров и сравне-
ние с предельно допустимыми значениям и (см. Приложение 11 этой книги);
- выявление потери несущей способности основных элементов или соору-
жения в целом, исключающей дальнейшую эксплуатацию без проведения ка-
питального ремонта (см. Приложение 13 этой книги и др).
В [6.1] изложены основные критерии определения безопасной эксплуатации
дымовых труб: кирпичных, монолитных железобетонных и металлических.
191
Большинство этих критериев определяется с использованием схем упрощен-
ных расчетов.
6.2. Кирпичные трубы [6.1]
Ствол кирпичной дымовой трубы — полый усеченный конус с уклоном на-
ружной образующей в пределах 1,5-3 %, зависящей, в основном, от района
ветровой нагрузки, и отношением высоты к нижнему наружному диаметру не
более 20. По высоте ствол кирпичной трубы имеет переменную толщину и
состоит из поясов с различной толщиной стенок. Переход от одного пояса к
другому выполняют путем уменьшения толщины кладки на пол кирпича с
образованием уступа с внутренней стороны. Обычная высота пояса 12-15 м,
но не более 24 м.
В настоящее время это наиболее распространенный вид дымовых труб в
России.
Естественно, что для сооружений подобного типа определяющим их безо-
пасную эксплуатацию является вопрос устойчивости в первую очередь. Ус-
тойчивость дымовой трубы зависит от воздействия на нее ряда силовых фак-
торов, основными из которых являются нагрузки от собственной массы и дей-
ствия ветра.
Для определения устойчивости выполня-
ют расчет горизонтальных сечений ствола
на внецентренное сжатие. Расчетная схема
ствола дымовой трубы приведена на
рис. 6.1.
Определив разбивку ствола трубы по по-
ясам с одинаковой толщиной стенки при-
ступают к статическому расчету, определяя
устойчивость конструкции и краевые на-
пряжения от воздействия массы кладки
вместе с футеровкой, если таковая требу-
ется по условиям службы.
Для определения основных величин рас-
сматривают фрагмент дымовой трубы
Рис. П.1. Расчетная схема ствола трубы: Н— высота
трубы; I, II,..., к, .... п — расчетные горизонтальные се-
чения; Н', Н2, ...,Нк, .... Н' — высота расчетных уча-
стков (зон); Q,, Q2,..., Qt, ..., — масса расчетных
участков; W}, W2,..., Wt, ..., W„— горизонтальные силы
от суммарной ветровой нагрузки на расчетную зону
192
Рис. 11.2. Фрагмент ствола дымовой трубы: S —
центр тяжести элемента ствола, Р — ветровое дав-
ление на элемент; Q — масса вышележащей части
ствола тру бы; R —равнодействующая сил PwQ,d
— толщина стенки элемента трубы, D, и D2 — на-
ружные диаметры ствола, <7, и <7, — внутренние ди-
аметры ствола; h — высота элемента ствола
(рис. 6.2), лежащий выше сечения К -
Кх и имеющий одинаковую толщину
стенки 5.
В центре тяжести этого элемента S
прикладывают силу давления ветра Р и
силу Q, вызываемую массой кладки,
лежащей выше рассматриваемого сече-
ниа. Равнодействующую силу R пере-
мещают по ее направлению до пересе-
чения с плоскостью сечения К - К} в
точке А, где ее снова разлагают на со-
ставляющие Р} и Q}. Силой Рх обыкно-
венно пренебрегают, как силой, вызы-
вающей незначительное срезывающее
усилие, а по оси трубы прикладывают
две взаимно уравновешивающиеся
силы Q, одна из которых, направленная
вниз, вызывает напряжение сжатия, а
другая дает с соответствующей силой
Q} пару сил с плечом С.
Напряжение сжатия от силы Q, Па,
выражается уравнением:
<тсж = QIF = [3600/(022- 6/22)]й8(Г>2 + J,), (6.1)
где 2= 1 800k/z5[(Z>2 + cQ/2], F = (tc/4)/(Z>22- t/,2), m2; 1800 — масса 1 м3 кладки,
кг.
Напряжение изгиба
о = ±M/W,
где М — QC = Pl; W — момент сопротивления площади сечения,
/ = (й/3) [(D2 + 2Dx)/(D2 + £>,)].
Площадь, испытывающая ветровое давление, м2:
193
F^hl^+DJ/Z].
Давление ветра
Р = 0,61kF = \kh(Dx + Z>2) и Pl = 79^2(2Z>, + Z>2),
где к — удельное ветровое давление, принимаемое равным 1471 Па (150 кг/
м2); 0,67 — коэффициент, учитывающий силу давления ветра на круглую тру-
бу.
Момент сопротивления W для кольцеобразного сечения определяют по фор-
муле
W = л(Г>24 - г/24)/32Г>2. (6.2)
Исходя из этого, напряжение изгиба
оюг = PUW = ± (32/97С)[^2(2Г>, + О2)О2]/(О24- <), (6.3)
здесь знак “+” означает, что максимальные напряжения являются сжимающи-
ми с подветренной стороны, а знак что растягивающими с наветренной
стороны дымовой трубы.
Искомое сложное краевое напряжение:
<’„ = <’„ + °., - [3600/(D22 - rf2!)]M (О2 + d,) ±
± + О2У(О/ - d’)]. (6.4)
Это уравнение показывает, что в различных местах горизонтального сече-
ния трубы в зависимости от того, будет ли величина напряжения сжатия боль-
ше, меньше или равна величине напряжения изгиба, возникают напряжения
на сжатие, на растяжение или же напряжения будут равны нулю.
Прямая, проходящая через точки нулевых напряжений, называется нейтраль-
ной осью N. Эта ось находится в сопряжении с точкой А приложения эксцент-
рической силы Q.
Кривая, описываемая точкой А, когда нейтральная ось принимает все поло-
жения, касательные к данному сечению, образует ядро сечения.
Для круглых дымовых труб ядро сечения имеет радиус, м:
г = 0,125(7)/ + cQ)IDy (6.5)
Ядро сечения есть площадь, внутри которой должна лежать точка приложе-
ния эксцентрической силы Q, если напряжения в рассматриваемом сечении
должны быть только одного знака. Как только точка А выйдет за пределы ядра
сечения, нейтральная ось пройдет через рассматриваемое сечение, разделив
его на две части, напряженные противоположно.
194
Положение, при котором в кирпичной дымовой трубе эксцентриситет про-
дольной силы Р в горизонтальном сечении не должен выходить из ядра сече-
ния, является обязательным, т.е. должно выполняться условие:
3KC<r=0J25O)22 + J2>2, (6.6)
причем в это неравенство вводят поправочный коэффициент, который при оп-
ределении эксцентриситета равен 0,9.
Для определения напряжений, возникающих в поперечном сечении любого
звена дымовой трубы, ниже приводятся формулы, с помощью которых может
производиться их упрощенный расчет.
Принимая ветровое давление равным 1471 Па (150 кг/м2) и используя фор-
мулу для определения сложного краевого напряжения осл, краевое напряже-
ние в основании верхнего звена дымовой трубы можно выразить следующим
образом:
О, = 0,36/(27,2 + d^[h^D{ + Jo) ± 0,047227,22,2(2/70 + 77,)/(77,2 + J,2).
Соответственно, для второго звена
О2 = 0,36/(27/ - <)[/г,5,(27, + Jo) + й252(772+ г/,') ± 0,047227/2/(227, + 772)/(77/+ с//)],
а для «-го звена
а = 0,36/(27 2 - d 2>)[hbXP + /.) + ...+ й 5 (27 + d ,') ±
± 0,047227 Я/(227 + 77„)/(77„2+ dn2)], (6.7)
где D,, D2, Dn — наружные диаметры у основания первого, второго, «-го звень-
ев дымовой трубы, м; /, d2, dn — внутренние диаметры у основания звеньев,
м; J,', d2, d' — внутренние диаметры у вершин звеньев, м; dQ — диаметр вы-
ходного отверстия трубы, м; Do — верхний наружный диаметр трубы, м; 50,5,,
5л — толщины стенок соответствующих звеньев, м; h(j,hl,hn — высота отдель-
ных звеньев, м; 22,, Н2, Нп — высота, считая от вершины дымовой трубы до
рассматриваемого сечения, м.
При расчетах направленно-деформированного состояния дымовых труб оп-
ределяющей является ветровая нагрузка, как сумма статической и динамичес-
кой составляющих.
Под статической ветровой нагрузкой понимается аэродинамическое воздей-
ствие на конструкцию, вызываемое осредненным ветровым потоком с двух-
минутным периодом осреднения.
Под динамической ветровой нагрузкой понимается переменное во времени
нагружение конструкции, обусловливаемое порывами ветрового потока с пе-
195
риодом осреднения меньше 2 мин и инерционными силами от вынужденных
колебаний, вызываемых этими порывами.
Ветровая нагрузка Р (статическая или динамическая) на элементы конструк-
ций сооружений определяется согласно выражению
Р = CFW,
где С — аэродинамический коэффициент элемента конструкции; F — пло-
щадь проекции элемента конструкции, нормальная к ветровому потоку; W—
ветровое давление.
Величина давления W (Па) от ветрового потока зависит от его скорости и
плотности воздуха:
рГ2
W = ^—,
2
где р — плотность воздуха, кг/м; V — скорость ветрового потока, м/с.
По действующему СНиП 2.01.07-85 [6.7] вся территория России разбита на
8 ветровых районов, для каждого из которых определена величина норматив-
ного значения ветрового давления.
С использованием значений нормативных давлений W приведенных в
табл. 6.1 для каждого ветрового района (табл. 6.2) найдем величины средних
К и средних максимальных скоростей ветрового потока:
V =
V р
_Гтах-7,2
ср 1,2 ’
где — нормативное значение ветрового давления, Па; К , Fmax — средняя
скорость и средняя максимальная скорость, м/с; р = 1,39 кг/м3 — плотность
воздуха при минус 20 °C (табл. 6.3).
Таблица 6.1
Нормативные значения ветрового давления для 8 ветровых районов России
Номер ветрового района 1а I II III IV V VI VII
1Ро, Па 170 230 300 380 480 600 730 850
Ио, кгс/м2 17 23 30 38 48 60 73 85
196
Г4
чО
св
51
S
R
ю
св
н
197
Таблица 6.3
Значении средних и максимальных скоростей ветрового потока
Параметр Ветровые районы по СНиП 2.01.07-85
1а I II III IV V VI VII
Wo, Па 170 230 300 380 480 600 730 850
^шах» М/С 15,6 18,2 20,8 23,4 26.3 29,4 32,4 35
Кр, м/с 7 9,2 и,з 13,5 15,9 18,5 21 23,2
Давление ветрового потока W определяем из выражения
W=Wn+Wp, (6.8)
где Wm = Wak — средняя составляющая ветровой нагрузки на высоте Z над
поверхностью земли (здесь к — коэффициент, учитывающий изменение вет-
рового давления по высоте); Wp = — пульсационная составляющая вет-
ровой нагрузки на высоте Z над поверхностью земли (здесь — коэффициент
динамичности; — коэффициент пульсаций давления ветра на уровне Z; v —
коэффициент пространственной корреляции пульсаций давления ветра).
Для определения величины изгибающих моментов и осевых сжимающих
сил в сечениях ствола дымовой трубы при действии на него ветровой нагруз-
ки рассмотрим его расчетную схему.
198
Для проведения расчета ветровых нагрузок ствол дымовой трубы условно
разбивается на ряд участков, длина каждого из которых не должна превышать
10 м, и расчетная схема представляется в виде сосредоточенных сил и масс,
приведенных к серединам соответствующих участков. На рис. 6.3 дана рас-
четная схема ствола, где Zk — высота £-й точки приведения над поверхностью
земли; Р — ветровая нагрузка на у-й элемент ствола дымовой трубы; f —
относительная ордината z-й формы колебания в у-й точке.
Ветровая нагрузка Р на единицу длины дымовой трубы определяется как
сумма статической и динамической составляющих, найденная по формуле
Р = 7(Рс+Рд)2+Ра2, (6.9)
где Р. — статическая ветровая нагрузка, определяемая как аэродинамическое
силовое воздействие на дымовую трубу, вызываемое осредненным ветровым
потоком с двухминутным периодом осреднения; Рд = (Рп2 + Р2)'2 — динами-
ческая ветровая нагрузка, определяемая как переменное во времени нагруже-
ние дымовой трубы пульсационной нагрузкой Р обусловливаемое порывами
ветрового потока с периодом меньше 2 мин, и инерционными силами Ря, вы-
зываемыми силами инерции масс участков дымовой трубы при ее колебаниях
на собственных частотах (учитываются для дымовых труб, имеющих частоту
собственных колебаний не более 4 Гц); Рл — динамическая нагрузка в плоско-
сти, перпендикулярной направлению ветрового потока, обусловливаемая яв-
лением динамической аэроупругой неустойчивости и заключающаяся в пери-
одическом несимметричном срыве вихрей с поверхности цилиндрического
профиля.
Полная ветровая нагрузка Р на i-й участок ствола дымовой трубы опре-
деляется по формуле
уполн.
(6.10)
где Р — статическая нагрузка на у-й участок ствола; PnJ — пульсационная
нагрузка на у-й участок ствола; Р — инерционная нагрузка на у-й участок
ствола при колебаниях по i-й форме; P3jj — нагрузка нау-й участок ствола при
колебаниях по z-й форме в плоскости, перпендикулярной направлению скоро-
сти ветра. Поперечные силы 0ПОЛН в у-й сечениях (рис. 6.4) ствола дымовой
трубы находим из выражения
Qуполи
Аполн ’
(6.П)
199
где Р*^ — полная ветровая нагрузка наj-й участок ствола, найденная по фор-
муле (6.10).
Изгибающие моменты Мполн в j-й сечениях (рис. 6.4) ствола дымовой трубы
определяют по формуле
/ПОЛИ - У, ^ПОЛН (A )’
(6.12)
где Ркпот — полная ветровая нагрузка на j-й участок ствола дымовой трубы,
найденная по формуле (6.10); Zk — расстояние от поверхности земли до сере-
дины к-го участка ствола (рис. 6.4); Zc — расстояние от поверхности земли до
у’-го сечения ствола дымовой трубы (рис. 6.4).
Допускается поперечные поверхности силы Qf — и изгибающие моменты
М. от ветровой нагрузки на j-й участок ствола дымовой трубы определять по
формулам
(6.13)
200
(6.14)
где М , Q — соответственно изгибающий момент и перерезывающая сила от
статической ветровой нагрузки в j-м сечении ствола дымовой трубы; М Q
— то же от пульсационной составляющей ветровой нагрузки; Л/,, — то же
от инерционной составляющей ветровой нагрузки; Л/ Q*. — то же от ветро-
вой нагрузки при колебаниях по z-й форме в плоскости, перпендикулярной
направлению скорости ветра.
Характерным и часто встречающимся на кирпичных
дымовых трубах повреждением является образование
вертикальных трещин их стволов, как результат возни-
кающих температурных напряжений (рис. 6.5).
При неравномерном нагреве стенки ствола трубы по
толщине, что связано с эвакуацией дымовых газов с тем-
пературой выше температуры наружного воздуха, в вер-
тикальных сечениях ствола возникают температурные
усилия.
У наружной поверхности стенки возникают растяги-
вающие напряжения, являющиеся следствием расшире-
ния от нагрева внутренних слоев кладки. Эти напряже-
ния воспринимаются устанавливаемыми с наружной
поверхности кладки ствола стяжными кольцами из по-
лосовой стали.
Для того, чтобы определить необходимое сечение и
шаг стяжных колец проверяют прочность растянутой
зоны вертикального сечения высотой h, равной толщи-
не стенки, и шириной, равной шагу колец S, при прямо-
угольной эпюре напряжений в сжатой зоне (рис. 6.6),
причем среднее напряжение в стяжных кольцах опре-
деляют по формуле
о = Ei ,(М). (6.15)
Условный модуль упругости Е стяжных колец при
обычных стыковых замках в виде серег вычисляют по
формуле
Рис. 11.5. Трещины в стволе трубы от температурных напряжений
201
Рис. 6.6. Расчетная эпюра напряжений по толщине стенки ствола (в вертикальной плоскости): h —
толщина стенки ствола; гн — наружный радиус ствола; гв — внутренний радиус ствола
£ =£/(1 + 170и/гн), (6.16)
где £— модуль упругости стали, равный 2,1-10 кПа; п — число стыков в коль-
це; гя — наружный радиус кольцевого сечения ствола трубы, мм.
Свободную температурную деформацию кладки кольцевого сечения опре-
деляют по формуле
i = а Az(r /г ),
кл / кл.р 4 в и/’
(6-17)
где «ир — расчетный температурный коэффициент линейного расширения
кладки,
при t, °C..................20-200 300 400
а .................5-Ю"6 5,5-Ю"6 6-Ю^6
кл.р ’
AZ — температурный перепад по толщине стенки ствола трубы, равный t -
Zmh, — температура на внутренней поверхности кладки ствола; /клн — тем-
пература наружной поверхности кладки ствола; г/г — соответственно внут-
ренний и наружный радиусы ствола трубы.
Относительную высоту сжатой зоны сечения опре. [еляют по формуле
£ = ^(а/2)2+а-а/2,
(6-19)
где а = цт1 = (F/hS)mt. Здесь ц — процент армирования кладки, a т принимает
следующие значения в зависимости от температуры внутренней поверхности
кладки ствола дымовой трубы: для температуры 20-300 °C mt = ЗЕ /Ео; для
температуры 350 °C т, = 4EJE0; для температуры 400 °C mt = 5EJE0.
Промежуточные значения Az и /и принимают путем интерполяции, £0 — на-
чальный модуль упругости кладки. Средние расчетные напряжения в стяж-
ных кольцах, вычисленные по формуле
о = £ i .(!-£),
ср у KJI.t V
202
должны удовлетворять условию
2о <Rk,
ср
где R — расчетное сопротивление стяжных колец; к—коэффициент, учитыва-
ющий неравномерную работу стяжных колец по периметру ствола, вызван-
ную неплотным прилеганием их к поверхности кладки. По опытным данным,
к = 0,7.
Для кирпичных дымовых труб наиболее опасными являются горизонталь-
ные трещины ствола, вызванные, как правило, ростом футеровки от превыше-
ния расчетной температуры отходящих газов либо ее сернокислотной корро-
зией, ввиду того, что воздействие температурных напряжений на конструкции
стволов в наибольшей степени сказывается на кирпичных дымовых трубах,
потому что, во-первых, они в основном эксплуатируются в области более вы-
соких температур отходящих газов, а во-вторых, в монолитных и сборных тру-
бах значительную долю усилий от температурных воздействий воспринимает
арматура, выполняя стабилизирующую роль.
При довольно распространенном в настоящее время снижении проектных
нагрузок и понижением, в этой связи, температуры дымовых газов в трубах
происходит интенсивное образование конденсата с фильтрацией его на вне-
шнюю поверхность ствола, вызывающую в зимний период сколы кирпича
(рис. 6.7).
Частые температурные изменения на поверхности кирпичного ствола вызы-
вают так называемую форму усталости кирпича, результатом чего является
повреждение поверхности из-за отслоения мелких частиц, что значительно
ускоряет процесс атмосферной коррозии кладки.
Рис. 6.7. Сколы кирпича от периодического замерзания и таяния конденсата
203
При изменении технологического процесса и возникающих при этом резких
температурных перепадах на стволах кирпичных дымовых труб появляются
значительные вертикальные трещины (см. рис. 6.5). Особенно чувствительна
верхняя часть дымовой трубы, ибо здесь мала вертикальная нагрузка и возни-
кающие напряжения на разрыв не могут компенсироваться силами давления.
Все рассмотренные данные повреждения кирпичных дымовых труб в зави-
симости от своего развития оказывают влияние на их безопасную эксплуата-
цию, хотя, решающее значение имеет выход нейтральной оси из ядра сечения,
влекущий потерю устойчивости.
6.3. Монолитные железобетонные трубы
Стволы железобетонных монолитных дымовых труб представляют собой усе-
ченный конус, но с переменным уклоном, убывающим по высоте от 8 до 1,5 %,
следовательно, радиус ствола на 1 метр высоты уменьшается от 70 до 15 мм.
Довольно часто самую верхнюю часть ствола выполняют цилиндрической.
По высоте ствол железобетонной монолитной трубы имеет переменную тол-
щину, причем минимальная толщина в верхней его части по соображениям
долговечности и для обеспечения возможности качественного уплотнения бе-
тонной смеси вибратором принимается при верхнем внутреннем диаметре до
4,8 м не менее 160 мм; при диаметре от 4,8 до 7,2 м — не менее 180 мм; от 7,2
до 9 м — не менее 200 мм; свыше 9 м — не менее 250 мм.
Ствол трубы разбивается по высоте на пояса 15-20 м с постоянной толщи-
ной стены. Толщина изменяется в местах перехода от одного пояса к другому
с устройством консолей для опирания футеровки или защитных перекрытий,
выполняемых в процессе производства работ.
Арматуру в железобетонной стенке ствола располагают у наружной поверх-
ности с защитным слоем 30—40 мм. При толщине стенки более 300 мм уста-
навливают арматуру и у внутренней поверхности. В пределах консолей шаг
горизонтальной арматуры уменьшают на 40-50 мм от значения, принятого
проектом для данного пояса вследствие повышения температурных напряже-
ний в этой утолщенной части ствола.
На прочностные характеристики несущего ствола монолитной железобетон-
ной трубы влияют многочисленные факторы, среди которых возможные про-
садки фундамента инициирующие ее наклон, возникающие в процессе служ-
бы трещины в бетоне, влекущие коррозию арматуры, возникающие темпера-
турные напряжения, потеря прочности бетона от атмосферных воздействий и
карбонизации, имеющие место в процессе возведения конструкции ослаблен-
ные участки в районе расположения швов бетонирования, нарушения футе-
ровки паровлагоизолиции от изменений в режиме эксплуатации и т.п.
204
Указание обстоятельства делают весьма ответственным и сложным назначе-
ние критериев безопасной эксплуатации дымовых труб данного типа.
Критерий безопасности эксплуатации несущего ствола железобетонной ды-
мовой трубы можно представить в виде неравенств
G <[/?], А<[А], ^<[^1
которые соответствуют ограничению напряжений о, перемещений А, величи-
на раскрытия трещин их предельными значениями — соответственно [/?],
[А], и [ятр]- Главным является ограничение напряжений расчетным сопротив-
лением [1?] для материала (бетона или стали).
Расчетная схема трубы представляется в виде стержня, упруго защемленно-
го в основании, деформируемом в соответствии с направлением ветрового
потока.
Краевые оболочечные эффекты (изгиб стенок) возникают в этой расчетной
схеме несущего ствола трубы по краям закрепления, в зонах расположения
кольцевых ребер, изменения конусности сопряжения с фундаментом и т.п. Эти
зоны в конструкции дымовых труб занимают незначительные области, так как
их протяженность вдоль оси ствола трубы находится в пределах трех-пяти
толщин стенки ствола в указанных местах, что составляет не более 10 % от
высоты трубы. При разработке проекта эти зоны ствола дымовой трубы полу-
чают соответствующее усилие.
Основная часть трубы находится вне зоны краевого эффекта и требует наи-
более пристального внимания, так как при возведении трубы именно здесь
возможны отступления от проекта, применение бетона иного качества, а при
длительной эксплуатации возникают различного рода ослабления.
В соответствии с действующими нормативными документами трубы рас-
считываются как консольные стержни с переменными по высоте сечениями в
предположении недеформируемости поверхности контуров.
Несущая способность оцениваться по предельному состоянию материала. В
этом случае определяющим является назначение допустимого напряжения [/?]
для бетона железобетонного ствола трубы, которое зависит от класса бетона
по прочности на сжатие и условий работы, учитывающих особенности свойств
бетона, длительность действия, многократную повторяемость нагрузок, спо-
соб изготовления, размеры сечения, температуры нагрева и т.п.
При расчете напряжения у в стволе используются нагрузки от массы конст-
рукций трубы, ветра и воздействия перепада температур по толщине бетона
стенки ствола при его нагреве отводящими газами в канале ствола.
В методическом плане нагрузки от веса конструкций трубы, как правило, не
вызывают трудностей и назначаются по результатам замеров толщин футе-
ровки, теплоизоляции, стенки железобетонного ствола и определения их ма-
териалов.
205
Вопрос определения ветровых нагрузок и вычисления изгибающих момен-
тов по методике СНИП 2.01 07 85 [6.7] предполагает расчет полной ветровой
нагрузки PhKtini как сумму статической и динамической составляющих
Лполн =7(Рс+^)2+^
где Рс — статическая ветровая нагрузка, определяемая как аэродинамическое
силовое воздействие на дымовую трубу, вызываемое осредненным ветровым
потоком с двухминутным периодом осреднения; Ра = (Рп2 + Р~)хп — динами-
ческая ветровая нагрузка, определяемая как переменное во времени нагруже-
ние дымовой трубы пульсационной нагрузкой Рп, обусловленное порывами
ветрового потока с периодом меньше 2 мин, и инерционными силами Ри вы-
зываемыми силами инерции масс участков дымовой трубы, возникающими
при ее колебаниях на собственных частотах; Рл — динамическая нагрузка в
плоскости, перпендикулярной направлению ветрового потока, обусловленная
динамической аэроупругой неустойчивостью, возникающей вследствие пери-
одического несимметричного срыва вихрей с поверхности цилиндрического
профиля. Для вычисления изгибающих моментов используются величины вет-
ровой нагрузки Д,Ю,|Н-
В ВСН 286-90 «Указания по расчету железобетонных дымовых труб» [6.5]
приводятся две формулы для учета статической Рс и динамической Ра состав-
ляющих ветровой нагрузки: полная нагрузка в плоскости действия ветра ^Апплн
Л =Р+Р (6.19)
Аполн с д х '
и полная нагрузка в плоскости, перпендикулярной направлению ветрового
потока (резонансная нагрузка), определяется по формуле
^0.™=^'.+^, (6.20)
где Р^ и Р — величины статической и динамической составляющих при рас-
чете на резонанс.
Для определения изгибающих моментов в сочетаниях ствола дымовой тру-
бы можно пользоваться формулой
M(Z) = 4/900 * lT0Zf25(l + 0,8Z2’25 - 1,8Z), (6.21)
где — в кге/м2; Z* — верхняя отметка торца ствола дымовой трубы; Z = Z +
+ Z*; D* = D + 0,3(О0 - D), здесь D — наружный диаметр ствола на расстоянии
Z от поверхности земли, м; Do — наружный диаметр ствола на расстоянии Zk
от поверхности земли, м.
206
В качестве примера определим несущую способность ствола монолитной
железобетонной дымовой трубы высотой 120 м, расположенной в I ветровом
районе, не сейсмичном с нормативным значением вертикального давления Wo=
= 230 Па.
Класс прочности бетона ствола на сжатие В15; плотность бетона — 2500 т/
м3; расчетное сопротивление бетона на сжатие 86,7 кгс/см"; начальный модуль
упругости бетона 0,235-106 кгс/см2; с отм. 15,00 до отм. 55,00 в качестве тепло-
вой изоляции используется котельный шлак плотностью 0,8 т/м3; с отм. 55,00
до отм. 115,00 имеется воздушный зазор 50 мм между футеровкой и внутрен-
ней поверхностью бетона ствола. Материал футеровки — кирпич красный (гли-
няный) обыкновенный плотностью 1,8 т/м3.
Л=5760 мм
те м /V,, тс
Отм. 115.00 10 107
Отм. 105,00 0 79 231
Отм. 95,00 □ 201 370
Отм. 85,00 П 395 525
Отм. 75,00 1ZZI 643 695
Отм. 65,00 I I 951 882
Отм. 55,00 1 1 1320 1107
Отм. 43,0U 1 1 1751 1350
Отм. Зз.ОО | | 2243 1614
ОТМ. Z3,00 1 2793 1906
Отм. 15,00 | 1 3399 2227
ОТМ. 0,00 1 1 4390 3505
Рис. 6.8. Изгибающие моменты М и осевые силы N, действующие в сечениях ствола дымовой
трубы
207
Таблица 6.4
Геометрические размеры ствола трубы
Номер участка J Z7, м ДЯ„м Dj, м Зб.у, мм Зщлу, ММ бфу, ММ
1 0-15 15 10660 900 80' 380
2 15-25 10 10426 290 80 120
3 25-35 10 9960 270 80 120
4 35^45 10 9493 250 80 120
5 45-55 10 9026 240 80 120
6 55-65 10 8560 230 — 120
7 65-75 10 8093 220 — 120
8 75-85 10 7626 210 — 120
9 85-95 10 7160 200 — 120
10 95-105 10 6693 190 — 120
11 105-115 10 6226 180 — 120
12 115-120 5 5876 — — 500
Геометрические размеры приведены на рис. 6.8 и в табл. 6.4, где Z — рассто-
яние от поверхности земли до границы участка ствола дымовой трубы; А// —
высота участка ствола; Z) — наружный диаметр в середине участка АН ство-
ла; 56 — толщина стенки в середине участка АН; 8шл^ — толщина тепловой
изоляции в середине участка АН; 8ф, — толщина стенки футеровки в середине
участка АН.
Результаты расчетов изгибающих моментов от ветра определены по форму-
ле (6.21), крен — по формуле
1-v2^ Ne
Ект е (а/2)2 ’
(6.22)
где Ей v— соответственно модуль деформации и коэффициент Пуассона грун-
та; кт и ке — коэффициенты; N— вертикальная составляющая равнодейству-
ющей всех нагрузок на фундамент в уровне его подошвы; е — эксцентриси-
тет; а — диаметр фундамента.
Величины изгибающих моментов и нагрузки от веса конструкций дымовой
трубы, принимаемые для расчета напряженно-деформированного состояния
ствола приведены на рис. 6.8.
Анализ нагрузок, действующих на ствол, и геометрических размеров ствола
(табл. 6.4) показал, что для всех участков ствола выполняются два условия:
и Ч<0’4’ <6-23)
где COj = М /(Nr^ — величина безразмерного параметра дляу-го участка ствола
здесь М N — изгибающий момент и осевая сжимающая сила, действую-
щие ву'-м сечении ствола (рис. 6.8); гя. = (ги2 + гвн 2)/(4г ) — величина геомет-
208
рической характеристики дляj-го участка ствола (см. табл. 6.7); г = (г + + г )/
2 — средний радиус ствола, здесь г и гвн^ — соответственно радиусы наруж-
ной и внутренней поверхности ствола (см. табл. 6.7).
При выполнении условия (6.23) растягивающие напряжения в арматуре от-
сутствуют, а напряжение для критерия безопасной эксплуатации в бетоне ствола
определяется по формуле
6Х/ бу б#-
(6.24)
где
М1 + Со?
67 <! + %)
(6.25)
— величины напряжений от действия изгибающего момента М и осевой
сжимающей силы ЛГ, здесь
«бу =
NJ
2rjhj
(h. — толщина стенки ствола);
av=4p17
E$s
Еб%’
здесь Е = 20 000 кгс/мм2 — модуль упругости арматуры; Е6 = 2350 кгс/мм2 —
модуль упругости бетона, |3 = 1 и (36 = 0,85 — коэффициенты, учитывающие
влияние температуры на модуль упругости арматуры и бетона соответствен-
но, = AJbh. (Av — площадь поперечного сечения всей вертикальной армату-
ры диаметром d. в расчетном сечении при его ширине 100 см; b — ширина
полосы, равная 100 см);
aR, = 0,25a^6Rv£fi (6.26)
6tj ’ б г б б v
— напряжение в сжатой зоне стенки ствола трубы (на внутренней поверхнос-
ти бетона) от температурного напора Аг в стенке ствола (см. табл. 6.5), здесь а6
Таблица 6.5
Результаты расчетов температуры бетона ствола трубы
Огм. Zj4 м 7б.вн, °C Гб.нар, °C А/, °C
15 17,5 -20,5 38
65 33 -16 49
209
- 10'5 1/град — коэффициент линейного расширения бетона; а6 = 0,85 и v = 1
— соответственно коэффициенты снижения начального модуля упругости бе-
тона при нагреве и упругости бетона
Теплотехнический расчет для определения температурного перепада Д/ про-
веден для двух сечений: на отм. 15,00 и 65,00. Расход газов при Т = 150 °C
принят 470 м3/с. Наружная температура воздуха Т= -30 °C.
Средняя максимальная скорость Ктах (м/с) ветрового потока для рассматри-
ваемого ветрового района в зависимости от средней скорости V (м/с) опреде-
ляется согласно выражению
К = 1,2 К +7,2.
Отсюда средняя скорость ветра будет равна:
V =(V -7,2)/1,2 = 9,8 м/с,
ср v max 7/7 5 7
ГДе ^max = 716^0 = V16 -23 = 19 М/С.
Расчеты температуры нагрева стенки ствола проведены при следующих ис-
ходных данных: Х,= 1,5 Вт/(м-°С), Хфуг = 0,6 Вт/(м-°С), \|Л = 0,29 Вт/(м-°С),
Хвз = 0,31 Вт/(м- °C) — коэффициенты теплопроводности бетона, кирпича гли-
няного обыкновенного, шлака котельного и воздушного зазора (50 мм) соот-
ветственно.
Результаты расчетов температур в бетоне ствола ДТр приведены в табл. 6.5.
Результаты расчетов нагрева бетона ствола на отм. 15,00 распространены на
участки ствола между отм. 15,00 и 55,00, а на отм. 65,00 — на участки ствола
между отм. 55,00 и 115,00.
Напряжения в бетоне ствола: сс — от нагрузки веса конструкций дымовой
трубы и изгибающего момента от ветра; <s5t. — от перепада температур, их
сумма и предельное значение [7?] для бетона ствола приведены в табл. 6.6
(Z. — расстояние от поверхности земли до j-го сечения ствола).
Допустимое напряжение сжатия бетона находим по формуле
[7?] = KR& = 0,62-86,7 = 53,7 кгс/см2,
где 7?б = 86,7 кгс/ см2 — расчетное напряжение на сжатие бетона для класса
В15; К= = 0,9-0,85 0,9-0,9-1,0 ~ 0,62 — произведение понижающих
коэффициентов, учитывающих условия работы бетона (в общем случае про-
изведение 12 коэффициентов СНиП 2.03.01-84*, табл. 15 [6.8]); уб2 = 0,9 —
длительность действия нагрузки убз = 0,85 — бетонирование конструкции в
* В настоящее время СНиП 2.03.01-84* не действующий. Предполагается его замена на СНиП
5201-2003.
210
вертикальном положении, = 0,9 — попеременное замораживание и оттаи-
вание, уб9= 0,9 — бетонные конструкции, у& —нагрев бетона.
Результаты расчетов напряжений о в бетоне ствола по проектным пара-
метрам приведены в табл. 6.6. Итоговые параметры ствола приведены в
табл. 6.7.
Таблица 6.6
Результаты расчетов допустимого напряжения бетона ствола трубы
j м Со, < — растяжение в арматуре отсутствует (-) присутствуют (+) Напряжения в бетоне, кгс/см2 Прочность достаточна (недостаточна) — удов, (неудов.)
(-) (+) Об/ (Тб/ °6Sy И
1 0,0 0,257 0,462 - 12,00 19,98 31,98 53,7 Удов.
2 15,0 0,301 0,486 - 24,81 18,98 43,79 53,7 Удов.
3 25,0 0,303 0,487 - 24,16 18,98 43,14 53,7 Удов.
4 35,0 0,301 0,487 - 22,77 18,98 41,75 53,7 Удов.
5 45,0 0,295 0,487 - 20,61 18,98 39,58 53,7 Удов.
6 55,0 0,287 0,487 - 18,28 19,33 37,61 53,7 Удов.
7 65,0 0,274 0,487 - 15,80 24,47 40,27 53,7 Удов.
8 75,0 0,250 0,487 - 13,43 24,47 37,90 53,7 Удов.
9 85,0 0,217 0,486 - 12,27 24,47 36,74 53,7 Удов.
10 95,0 0,173 0,486 - 9,32 24,47 33,79 53,7 Удов.
11 105,0 0,115 0,486 - 6,22 24,47 30,69 53,7 Удов.
12 115,0 0,034 0,485 - 2,82 24,47 27,29 53,7 Удов.
Таблица 6.7
Итоговые параметры ствола трубы
J Z,, м '•ну, м fвну, М А,, м Гян,, М г7, м dj, мм Шаг арматуры, мм Ж, мм
1 0 5,330 4,430 0,900 2,253 4,880 30,00 100,0 7068,6
2 15,0 5,213 4,923 0,290 2,466 5,068 16,00 110,0 1827,8
3 25,0 4,980 4,710 0,270 2,359 4,845 16,00 125,0 1608,5
4 35,0 4,747 4,497 0,250 2,252 4,622 16,00 125,0 1608,5
5 45,0 4,513 4,273 0,240 2,140 4,393 16,00 125,0 1608,5
6 55,0 4,280 4,050 0,230 2,028 4,165 16,00 125,0 1608,5
7 65,0 4,047 3,827 0,220 1,916 3,937 16,00 125,0 1608,5
8 75,0 3,813 3,603 0,210 1,804 3,708 16,00 125,0 1608,5
9 85,0 3,580 3,380 0,200 1,693 3,480 12,00 125,0 904,8
10 95,0 3,346 3,156 0,190 1,581 3,251 12,00 125,0 904,8
И 105,0 3,113 2,933 0,180 1,469 3,023 12,00 125,0 904,8
12 115,0 2,938 2,758 0,180 1,382 2,848 12,00 125,0 904,8
211
6.4. Металлические трубы [6.1]
Для металлических дымовых труб любых конструкций при расчетах их на-
пряженно-деформированного состояния определяющей является воздейству-
ющая на них ветровая нагрузка, определяемая как сумма статической и дина-
мической составляющих.
Ветровая нагрузка (статическая или динамическая) на элементы конструк-
ции дымовой трубы определяется согласно выражению
P = CFW,
где С — аэродинамический коэффициент элемента конструкции; F — пло-
щадь проекции элемента конструкции; нормальная к ветровому потоку; W—
ветровое давление.
Величина давления W ветрового потока зависит от его скорости и плотности
воздуха:
W = ^-,
2
где р — плотность воздуха, кг/м3; V— скорость ветрового потока, м/с.
Согласно СНиП 2.01.07-85 [6.7] давление от ветрового потока W определя-
ется из выражения
W=W + W,
т р’
где Wm = WQk — средняя составляющая ветровой нагрузки на высоте Z над
поверхностью земли, где к — коэффициент, учитывающий изменение ветро-
вого давления по высоте, a Wn — нормативное значение ветрового давления в
зависимости от ветрового района России (см. табл. 6.3); Wp = Wm^v — пуль-
сационная составляющая ветровой нагрузки на высоте Z над поверхностью
земли, где — коэффициент динамичности; £ — коэффициент пульсаций
давления ветра на уровне Z; v — коэффициент пространственной корреляции
пульсаций давления ветра.
Преобразуя выражение W= Wm + Wp, получим:
где = к - (к - l)PFcp/PT0 — коэффициент, учитывающий динамику приложе-
ния ветрового потока; к — коэффициент динамичности, зависящий от време-
ни переходного процесса и частоты собственных колебаний конструкции, зна-
чения которого приведены в табл. 6.8.
212
Таблица 6.8
Динамический показатель приложения ветрового потока
Z, м 0-5 10 20 40 60 80 100
1,72 2,16 2,57 2,92 3,21 3,46 3,65
Таблица 6.9
Значения коэффициентов [},, Р2 и др.
X п Тип местности
1,3 0,36 1,68 1,0 0,25 А
1,1 0,4 1,45 0,86 0,25 В
0,96 0,39 1,26 0,75 0,28 С
Для металлических дымовых труб постоянной толщины с соединением царг
на фланцах коэффициент, учитывающий динамику приложения ветрового по-
тока, можно определить по формуле
£ = 3,58г0’196, (6.27)
где £ = (7^0)l 2/(94Q/j), где/; — первая собственная частота колебаний метал-
лической дымовой трубы равная = (ар>)1Н\ здесь D — диаметр трубы в м, Н
— высота в м; а0 = 945 м/с; у— коэффициент надежности.
Принимая максимальный коэффициент пространственной корреляции по
СНиП 2.1.07-85 равным 0,85, а величину шероховатости ствола Ц = 0,7-0,8,
давление от ветрового потока можно представить в виде зависимости
FK=^C|₽1[C1 + ₽2(^-1)]Z’FKo; (6.28)
где Z — расстояние от поверхности земли до рассматриваемого сечения в м, а
значения коэффициентов Р, и Р2 — приведены в табл. 6.9.
Проведенный числовой анализ для металлических дымовых труб показал,
что для всех ветровых районов в расчетах допустимо принимать коэффициент
динамичности равным 1,8.
При этом ветровое давление
W=kC}x^W№ (6.29)
где х — коэффициент, величина которого для различных типов местности при-
ведены в табл. 6.9.
Напомним, что тип местности А — открытая, В — с препятствиями высотой
до 10 м, С — городская застройка с препятствиями более 25 м.
Приняв в выражении (6.29) коэффициент пространственной корреляции 0,85,
а величину шероховатости ствола 0,7, получим его в виде степенной зависи-
мости (при/р >j\)
213
ил= pzw;,
(6.30)
где значения коэффициента р приведены в табл. 6.9.
Основываясь на функциональной зависимости (6.30) для ветровой нагруз-
ки, можно получить выражения для силовых факторов — изгибающих момен-
тов и поперечных сил QN в нижнем сечении секции с номером N для метал-
лической дымовой трубы:
кс , +1 кс ~ +1
МЛ, =ЖО£Г>,Р,£' (Z-ZJZ^Z + PTo£D& Г (Z,-ZJJZ; (6.31)
i=A ' i=N 1
Z"dZ, (6.32)
i=.V 1
где N — номер секции дымовой трубы (отсчет секций от поверхности земли),
для нижнего торца которой определяются силовые факторы; КС — количе-
ство секций в рассматриваемой дымовой трубе; D — диаметр секции, м (по-
стоянный в пределах секции); показатель степени п и коэффициент р (посто-
янный и в пределах секции) принимаются из табл. 6.9; Z — расстояние от
поверхности земли до нижнего торца секции с номером /, м (рис. 6.9).
Проинтегрировав (6.31) и (6.32), получим для изгибающего момента MN и
перерезывающей силы QN выражения для всех типов местности
С',Г"'^7(6.33)
(к+2) ,=N LH + ‘ J «+1 J
Qn = W^25 Y D P,z;’25 (1 - Z U5),
i=N
где Zk — расстояние от поверхности земли до верхнего торца дымовой трубы
(см. рис. 6.9).
— Zi+X / Zk, Z„=ZN/Zi+l; Z, =Z/ZI+1; ZKC+X—Zk. (6.34)
В частности, для местности типа А, использовав выражения (6.33) и (6.34),
получим для изгибающего момента MN и перерезывающей силы QN выраже-
ния:
кс _ г _ _ _ _ ,
М„ =4/9W;Z,22i£D,p,Z,22s[l + Z,,!!(l,SZ„-Z,)-1,8Z„]:
j=/V
214
Рис. 6.9. Металлическая дымовая труба с пятью секциями
КС
Qn = ОЖо425£ цр,z;-25(1 -Z,’-25).
Для дымовых труб с постоянными D для всех секций силовые факторы в
сечении на высоте Z (м) для местности типа А определяются по выражениям:
Af(Z) = 4/9p£)WzoZ/'25(l + 0,8Z2’25 -1,8Z); (6.35)
2(Z) = O,8PDJPoZ^25(1 - ZL25). (6.36)
где Wo принято в кгс/м2; D в м; Z= Z/Zk; Р — применяется из таблицы.
Во многих случаях при расчетах поперечных сил и изгибающих моментов
М прибегают к помощи графиков.
215
216
В качестве примера на рис. 6.10, 6.11 приведены графические изображения
эпюр поперечных сил и изгибающих моментов для металлических дымовых
труб с D = 1 м, расположенных в первом ветровом районе с нормативным 1У(| =
= 23 кгс/м2.
Для других ветровых районов с нормативным ветровым давлением и
для труб диаметром Dn поперечные силы Q и изгибающие моменты М увели-
чиваются умножением на величину DWJ23.
Для металлической дымовой трубы, имеющей конический и цилиндричес-
кий участки (рис. 6.12), силовые факторы в текущем сечении Z (м) можно оп-
ределять по следующим выражениям:
Mk(Z) = M(Z) + 5A/,(Z);
2/Z) = MZ) + 8M1(Z);
где 5 = 0 при Z, < Z < Zk и 5 = 1 при Z^ < Z < Zc; Zc — расстояние от земли до
сечения стыковки цилиндрического и конического участков, м; Z^ = ZX — рас-
стояние от земли до нижнего сечения конического участка, м; Zk — расстояние
от поверхности земли до верхнего торца цилиндрического участка, м; при этом
Рис. 6.12. Металлическая дымовая труба с коническими и цилиндрическими секциями
217
M(Z) и Q(Z) вычисляем по выражениям (6.35) и (6.36) соответственно.
На коническом участке дымовой трубы для диаметра D примем выражение
D(Z) = Do[\- (1 - a,)(Z -Z^(Zc - Z^', (6.37)
где D — диаметр цилиндрического участка; О0 — диаметр нижнего торца ос-
нования конического участка;
a, = D/Do.
Проинтегрировав выражения (6.31) и (6.32) с учетом (6.37), для A/^Z) и QX(Z)
получим:
M_(Z) = 1(и + 1)(1 - а,)^^2/(1 - 1ф)х
х[1/(и + 3)(1 - Zf3 - 1/(» + 1) Z(1 - Z”+1)]; (6.38)
G.(Z) = р(и + 1)(1 - - гф)1/(п +2) - ~Z"+' + Zf2(n + 1)/(и + 2)],
(6.39)
Здесь показатель степени п и коэффициент в определяются в соответствии с
табл. 6.8;
Z=ZZ\ Z=ZJZ.
с с ф ф с
В частности, для местности типа А из (6.38) и (6.39) получим:
M(Z) = 1/2,25(1 - а,)^7с2’27(1 - Z$)[4/13(l - Z3’25) - 4/5 Z U25)];
g,(Z) = 0,8(1 -- -£ф)(4/9- Z1,25 + 5/9 Z2’25).
Конический участок трубы из условия равенства изгибающих моментов мож-
но представить цилиндрическим участком той же высоты с эквивалентным
диаметром D*, определяемым по формуле:
D* = D + (Do-D)/(1-Z^, (6.40)
где
ф = [1/(« + 3X1 - Zf3) - 1/(и + 1) Z (1 - Z^')]/[l - У(п + 1) Zf2 - (п + 2)(и + 1) z ].
Расчеты показывают, что ф можно записать в виде выражения
Ф = 0,3(1 - Z).
Для трубы в нижнем сечении конического участка, имеющей /ф = 0, эквива-
лентный диаметр можно записать в виде:
218
D* = D + O,3(Do-D).
Рассмотрев методы определения нагрузок на ствол металлической дымовой
трубы, определим требования к ее устойчивости.
Оболочки секций ствола удовлетворяют требованиям устойчивости при вы-
полнении условия
(6-41)
где а = AWir + GIF + M/Wmr — расчетные сжимающие напряжения в обо-
лочке секции дымовой трубы, здесь М — расчетный изгибающий момент от
ветрового давления в нижнем сечении секции дымовой трубы; G — вес ствола
дымовой трубы (с учетом коэффициента надежности на весовую нагрузку,
равного 1,05) до рассматриваемого сечения секции; Ме — изгибающий мо-
мент от веса при отклонении ствола от вертикальной оси в нижнем сечении
секции дымовой трубы; = F(D/4) и F = JU-Dz.^ — момент сопротивления
изгибу и площадь поперечного сечения оболочки секции; z — эффективная
толщина оболочки секции; = IK^K^Et JD — критические сжимающие на-
пряжения для оболочки секции, здесь К? — коэффициент устойчивости, опре-
деляется по табл. 6.10; А)— коэффициент, учитывающий влияние начальных
несовершенств оболочки секции (при Kf = 1 начальные несовершенства фор-
мы поверхности не превышают толщину оболочки секции, при Kf = 0,5 —
превышают); Е — модуль упругости материала оболочки секции (для стали
Е = 20000 кгс/мм2).
Практика показала, что для наглядности представления результатов расче-
тов на устойчивость удобно пользоваться понятием допустимой толщины z
оболочки секции, при которой выражение (6.41) обращается в равенство.
Примем
GIF + MIWmv = ЩМ/W). (6.42)
Положив в (6.42) Ур = 0,15 для ta (мм) получим выражение
t =KZ"K0i(KKf5, (6.43)
где К = 0,406-10’2IE0’5; п = 1,125; К =1+0,8 Z2’25 - 1,8 Z, — для местности
типа А; К =0,375-10 Wn0’5; п = 1,125; К =1 + 0,8 Z2’ - 1,8 Z, — для местно-
сти типа В; К = 0,348-10 Wn°’5; п = 1,14; К = 1 + 0,78 Z 2’28 - 1,78 Z — для
’д’ 0’ ’ ’ т к ’ к
Таблица 6.10
Коэффициент устойчивости сооружения
100 200 300 400 600 800 1000 1500 2500
Ку 0,22 0,18 0,16 0,14 о,и 0,09 0,08 0,07 0,06
219
местности типа С; Zk = Z/Zt; Wo — нормативное ветровое давление, кгс/м2; Zk
— расстояние от поверхности земли до верхнего торца ствола, м.
Для всех типов местности (Л, В, С), интерполируя Кт с точностью до 3 %,
выражение для допустимой толщины можно записать в виде
/д = 1,05#/Д1 - Z^KKf-5, (6.44)
где Кл и п такие же, как и для (6.43). При этом коэффициент К_ можно записать
в виде
#=(7,5 + 1,37V)-1O“2,
Здесь N = 0, 1, ... 7 соответственно для ветровых районов la, I, ... VII.
Оболочка секции дымовой трубы удовлетворяет требованиям устойчивости
при выполнении условия
Г > t .
эф д
6.5. Список литературы к главе 6
6.1. Дымовые трубы: Справочное издание / Под ред.Л/.Н. Ижорина. — М.: Теплотех-
ник, 2004. 496 с.
6.2. Осоловский В.П. Экспертиза промышленной безопасности дымовых и вентиля-
ционных промышленных труб / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструк-
ции, автоматизация и экология: Труды Международного конгресса. — М.: Теплотех-
ник, 2004. С. 45-47.
6.3. Инструкция по проектированию железобетонных дымовых труб. — М.: Госстрой-
издат, 1962.
6.4. ВСН 286-72. Указания по расчету железобетонных дымовых труб. — М.: Мин-
монтажспецстрой СССР. — М.: ЦБ НТИ, 1973.
6.5. ВСН 286-90. Указания по расчету железобетонных дымовых труб. — М.: ММСС
СССР, 1990.
6.6. Справочник проектировщика. Металлические конструкции. Т. 1-3. — М.: ЦНИ-
Ипроектстальконструкция им. Н.П. Мельникова, 1999.
6.7. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия / Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП,
2002. — 44 с.
6.8. СНиП 2.03.01-84*. Бетонные и железобетонные конструкции. — М.: Изд. стан-
дартов, 1985.
220
Глава 7.
РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
НА ДЫМОВЫХ ТРУБАХ
7.1. Общие положения
Ремонт, наряду с техническим обслуживанием, является обязательным ви-
дом работ в эксплуатационном периоде жизненного цикла любого техничес-
кого объекта. Как отмечено в гл. 1 настоящей книги, необходимым условием
для выполнения ремонта и технического обслуживания является наличие Си-
стемы технического и ремонта техники (СТОИРТ).
Достаточно подробно такая система разработана в электроэнергетике в виде
стандарта организации СО 34.04.181-2003 [7.1]. Основные принципы созда-
ния такой системы были рассмотрены в гл.1, а так же в приложениях 1-10.
Установлены сроки капитальных ремонтов дымовых труб (приложение 6) в
зависимости от условий эксплуатации:
- кирпичные и железобетонные — от 20 до 30 лет;
- металлические многоствольные — от 12 до 18 лет;
- то же, одноствольные — от 10 до 15 лет.
В настоящее время за период в 15-30 лет происходят заметные изменения в
технике, процессах производства, средствах механизации и т.д. Появляются
новые материалы, технологии их производства. И все это происходит приме-
нительно к дымовым трубам на фоне коренного изменения условий их эксп-
луатации, ввиду многочисленных отступлений от принятых в проектах режи-
мах основного технологического оборудования. И вызвано это вполне объек-
тивными факторами: замена систем золоулавливания, изменение структуры
используемых топлив, снижение температуры дымовых газов и др.
Указанные изменения произошли в течение последних 25-30 лет, т.е. в пре-
делах нормативного срока эксплуатаций сооружений до очередного их капи-
тального ремонта. В связи с этим было весьма своевременно проведение в
Москве конгрессов по пече-трубостроению в 2004,2006 гг., где указанные выше
проблемы сооружения и эксплуатации дымовых труб нашли свое подробное и
квалифицированное обсуждение [7.2, 7.3]. Один из основных выводов, кото-
рый следует сформулировать на основании сложившейся ситуации, — необ-
ходимо тщательно готовиться к капитальному ремонту дымовой трубы. В рам-
ках подготовительного периода необходимо проведение подробных обследо-
ваний сооружений неразрушающими методами контроля (см. гл. 4, 5), разра-
ботка проекта производства ремонтных работ [7.4-7.6]. Основной целью под-
готовительного периода при этом является совмещение ремонтных работ с
реконструкцией элементов дымовых труб [7.7], с учетом накопленного за ис-
221
текший период опыта по продлению сроков службы труб, аналогичных по своей
конструкции [7.8, 7.9].
При этом следует также учитывать и перспективные направления развития
трубостроения как в России [7.10], так и в мировой практике [7.11].
Поэтому при подготовке ремонтов дымовых труб следует руководствоваться
положениями СП 13-101-99 [7.12], в том числе большую часть текущих ремон-
тов предприятия могут выполнять и собственными силами, а для подготовки и
проведения капитальных ремонтов должны привлекать специализированные
организации. Исходя из вышесказанного, ниже принята следующая схема изло-
жения материала — по каждому виду дымовых труб в начале приводятся схемы
текущего ремонта их отдельных конструктивных элементов, а затем, по воз-
можности, даются варианты реконструктивных работ, которые можно реализо-
вать во время капитального ремонта после аварийной ситуации.
7.2. Кирпичные дымовые трубы
Все виды работ (в том числе и ремонтные) для дымовых труб делятся на
наружные и внутренние [7.12, п. 8.2]. В первом случае средства механизации
для подмащивания, доставки материалов находятся снаружи. К внутренним
работам следует отнести ремонт футеровок, разделительных стенок. Из на-
ружных следует выделить работы по установке или замене стяжных колец на
стволе трубы.
Стяжные кольца. Согласно [7.13], эту работу целесообразнее всего выпол-
нять с помощью переставных кронштейнов (рис. 7.1).
Переставные кронштейны используют в комплекте с двумя стяжными коль-
цами. Комплект оснастки изготавливают согласно проекту производства ра-
бот (ППР). Стяжные кольца состоят из четырех звеньев, из которых три явля-
ются основными, а четвертое — дополнительным. Звенья кольца соединяют
между собой с помощью стяжных замков. Дополнительное звено кольца рас-
считывают таким образом, чтобы оно соответствовало размеру сокращения
при стягивании стяжных замков. На звеньях кольца приваривают скобы через
700 мм по периметру, за которые навешивают переставные кронштейны. Всю
оснастку изготавливают в заводских условиях или мастерских. На изготов-
ленную оснастку выдается паспорт.
Первую установку кольца производят с земли на уровне 1500 мм. Звенья
кольца раскладывают по периметру вокруг трубы и наживляют на стяжных
замках, затем все кольцо поднимают на высоту 1500 мм и устанавливают на
деревянные бруски высотой 1500 мм, после чего производят стягивание стяж-
ных замков и фиксацию кольца на стволе дымовой трубы. Один из замков
стяжного кольца размещают по оси ходовой лестницы. Закрепив кольцо на
стволе трубы, устанавливают кронштейны.
222
Рис. 7.1. Общая схема производства работ с помощью пе-
реставных кронштейнов: / — дымовая труба; 2 — свето-
форная площадка; 3 — бандаж для крепления блока; 4 —
грузовой блок; 5 — отводной блок; 6 — электролебедка; 7
— оттяжка; 8 — переставные кронштейны; 9 — второй
комплект стяжных колец; 10 — подвеска стяжного кольца;
11 — ограждение опасной зоны
По установленным кронштейнам уклады-
вают щиты настила и устраивают огражде-
ние по стойкам кронштейнов в две нитки.
Укладку щитов настила производят от ходо-
вых скоб по часовой стрелке. С устроенного
настила в том же порядке производят монтаж
второго стяжного кольца. Установив и закре-
пив второе из комплекта оснастки стяжное
кольцо, навешивают на него два запасных
кронштейна по обе стороны ходовых скоб
ствола трубы.
Затем снимают замыкающий щит настила
первого яруса лесов и укладывают на пару
установленных кронштейнов. Рабочий, нахо-
дящийся на первом ярусе лесов и застраховавшийся карабином предохрани-
тельного пояса за смонтированное стяжное кольцо, снимает следующий щит
настила, временно укладывает его под себя на настил и снимает первый осво-
бодившийся кронштейн, устанавливая его на стяжное кольцо второго яруса.
Затем укладывают освободившийся щит настила на новую пару кронштейнов.
Дальнейшую перестановку кронштейнов производят против часовой стрел-
ки в том же порядке. Одновременно освобождающееся стяжное кольцо с по-
мощью веревок с крючками подвешивают к настилу вновь устраиваемых ле-
сов, По ходу монтажа второго яруса лесов второй рабочий устанавливает ог-
раждение, застраховавшись карабином предохранительного пояса за смонти-
рованные кронштейны второго яруса.
После установки (закольцовки) второго яруса и устройства ограждения про-
изводят полное раскрытие стяжного замка нижнего стяжного кольца со скоб
ходовой лестницы и кольцо с помощью веревок подтягивают к настилу лесов,
замки раскрываются, и звенья кольца поднимают на рабочий настил.
По мере подъема на ствол трубы за счет переменного диаметра труба умень-
шается, и стяжные замки выбирают свободный зазор, В момент, когда все зам-
ки выберут свободный зазор, убирают дополнительное звено стяжного коль-
ца, и стяжные замки вновь используются с максимальным свободным зазо-
ром. Таким образом производят постепенный подъем по стволу трубы и вы-
223
полнение необходимых ремонтных работ по установке новых стяжных колец
на ствол трубы, заделке трещин, окраске наружной поверхности и другие не-
обходимые работы.
Ходовые скобы [7.14]. При замене вышедших из строя ходовых скоб их спи-
ливают, а затем рядом устанавливают набивные, для чего шлямбуром или элек-
тробуром в кладке пробивают отверстия диаметром 30-35 мм и глубиной не
менее 120 мм, после этого в них забивают сухие деревянные пробки, а в проб-
ки — скобы с заостренными концами. Забивку скоб выполняют вручную, с
ходовой лестницы, страхуясь карабином предохранительного пояса за ниже-
расположенную скобу.
Верхняя часть трубы. Кирпичные дымовые трубы наиболее часто разру-
шаются в верхней части. Объясняется это в первую очередь тем, что в верхней
части ствол трубы имеет меньшую толщину, чем в нижней, и, как правило,
верхняя часть ствола трубы не футеруется изнутри [7.13].
Разрушения носят все тот же характер — значительные вертикальные тре-
щины с раскрытием, шелушение и разрушение кирпича, потеря прочности
раствора и его сцепления с кирпичом. При таких значительных дефектах ствол
трубы подлежит разборке и перекладке. Если объемы работ не являются зна-
чительными и составляют не более 10 % общего объема ствола трубы, то
разборку ствола следует осуществлять с помощью навесных кронштейнов. Но
в этом случае общее состояние ствола трубы не должно вызывать опасения
обрушения.
Навесные кронштейны устанавливают непосредственно на обрез ствола тру-
бы по периметру с шагом не более 700 мм и объединяют сплошным кольце-
вым настилом с ограждением. Разборку кладки ствола трубы осуществляют
непосредственно с настила лесов равномерно по одному ряду по всему пери-
метру. В местах, где крепят кронштейны, кирпич выбивают из-под кронштей-
нов, из-за чего тот опускается на высоту кирпича. Весь настил опускают на
высоту снятого ряда, и таким образом производят разборку ствола. Если внизу
ствола трубы нет перекрытия или разделительной стенки, разбираемый кир-
пич можно сбрасывать внутрь ствола трубы с последующей уборкой его из
ствола после каждой смены. Для опускания разбираемого кирпича также мо-
жет быть использован кран-укосина, закрепляемый за скобы ходовой лестни-
цы. В этом случае по мере разборки ствола кран-укосину переставляют вниз
по ходовой лестнице.
Разобрав дефектную часть ствола трубы до прочного состояния, восстанав-
ливают его заново. Для этого с настила кольцевой площадки, с которой произ-
водилась разборка ствола трубы, внутри ствола устраивают рабочую площад-
ку на пальцах (рис. 7.2).
На обрез ствола укладывают пальцы из труб 076 мм с толщиной стенки
4 мм, сплющенные на концах, которые служат опорой для щитов настила. По
224
Рис. 7.2. Схема организации работ по кладке ствола трубы с площадки на пальцах: / — кладка ствола
трубы; 2 — новый ствол трубы; 3 — навесные кронштейны с кольцевой площадкой; 4 — пальцы; 5
— щиты настила; 6 — укосина; 7 — отводной блок; 8 — контейнер; 9 — лебедка; 10 — защитный
козырек; 11 — ограждение опасной зоны
установленным пальцам укладывают щиты настила, заранее изготовленные
по размерам. Количество укладываемых пальцев — 3 шт., причем крайние
пальцы укладывают на ствол трубы таким образом, чтобы хорда составляла
не более 500 мм. Средний палец укладывают по диаметру трубы. Средний
палец изготавливают из двух частей, соединяемых муфтой с внутренней резь-
бой. Короткая часть пальца принимается длиной 950 мм.
Первые три ряда кладки ствола выкладывают с наружных навесных кронш-
тейнов. Кладку ствола ведут тычковыми и ложковыми рядами с перевязкой
швов (в '/4 кирпича). В местах опирания пальцев кирпич кладут насухо, т.е. без
раствора. Подъем материалов осуществляют с помощью укосины. Выложив
первые три ряда кладки ствола трубы, с кольцевой площадки рабочие перехо-
дят на настил внутрь трубы и производят кладку ствола на высоту 1500 мм. По
ходу кладки закладывают внутренние ходовые скобы. Затем устанавливают
второй комплект пальцев, выкладывают еще три ряда кладки, после чего про-
изводят перестановку щитов настила с нижнего на верхний ярус в направле-
нии к ходовым скобам. Освобождаемые пальцы нижнего яруса подвязывают
веревками, концы которых закрепляют на верхнем ярусе. С вновь устроенного
настила выкладывают ствол трубы на высоту 1500 мм.
Для устройства следующего яруса настила используют пальцы первой уста-
новки. Для этого рабочий, стоя на внутренних ходовых скобах, с помощью
225
крючка высвобождает крайние пальцы, которые с помощью канатов поднима-
ют на верхний ярус и устанавливают в новое положение. Средний палец выс-
вобождают с помощью муфты путем вращения ее по часовой стрелке, обе ча-
сти пальца стягиваются и выходят из кладки, и с помощью веревки палец под-
нимают на верхний настил и устанавливают в новое положение. По мере из-
менения диаметра трубы может возникнуть необходимость укоротить палец,
что производят путем обрезки концов и нового их сплющивания. Щиты на-
стила отрезают ножовкой по месту.
Уклон ствола трубы проверяют путем установки трех реек с косыми уровня-
ми или уклономерами, устанавливаемыми через 120° (рис. 7.3), а также конт-
ролем по отвесу, устанавливаемому по центру трубы.
Кольцовку вновь выложенного ствола трубы производят через 10-12 дней
после окончания кладки. Это нужно для того, чтобы раствор схватился, и про-
изошла естественная усадка кладки. Кольцовку трубы производят с помощью
переставных кронштейнов, как это указывалось в разделе «Стяжные кольца».
Первичную установку первого стяжного кольца и переставных кронштей-
нов производят с кольцевой площадки навесных кронштейнов, оставленных
при разборке ствола трубы. После установки первого яруса переставных крон-
штейнов используют щиты настила навесных кронштейнов. По мере снятия
щитов настила с навесных кронштейнов последние обрезают резаком и опус-
кают на землю.
Указанный метод кладки ствола трубы рационален, когда объем работ не
является значительным. Если же объемы работ по разборке ствола трубы, ре-
монту футеровки и кладки нового ствола являются значительными, т.е. со-
ставляют более 20 % общего объема трубы, то следует применять более инду-
стриальные методы и механизацию работ
[7.14].
Восстановление опорных консолей
[7.14]. В высокотемпературных кирпичных
дымовых трубах выход из строя футеровки
зачастую влечет и разрушение консолей, на
которые опирают футеровки. Для восста-
новления консолей используют конструк-
цию, представляющую собой железобетон-
ное кольцо из жаростойкого бетона (рис.
7.4), которое бетонируют на месте, предва-
рительно расштрабив часть ствола для опо-
ры новой консоли.
Рис. 7.3. Схема контроля уклона ствола трубы: 1 — от-
вес по центру трубы; 2 — установка уклономеров
226
Рис. 7.4. Футеровка на железобетонном кольце: 1 — железобе-
тонное кольцо; 2 — арматура; 3 —новая футеровка; 4 — ось
трубы; 5 — ствол трубы
Железобетонная обойма [7.14]. Имеют место
случаи, когда ствол кирпичной дымовой трубы
интенсивно разрушается снаружи, тогда произво-
дят его усиление путем устройства железобетон-
ной обоймы.
Устройство железобетонной обоймы выполня-
ют с подвесных люлек, закрепленных к стяжно-
му кольцу, специально смонтированному на уров-
не светофорной площадки. Вначале на нижней и
верхней отметках будущей обоймы прорубают в
стволе кольцевые штрабы на глубину 50 мм, в
которые вставляют затем стальные кольца, слу-
жащие для крепления вертикальной арматуры обоймы (рис. 7.5).
Вертикальную арматуру приваривают к стальным кольцам, после этого на-
чинают установку горизонтальной арматуры, крепя ее к вертикальной с помо-
щью вязальной проволоки.
Обычно горизонтальную арматуру монтируют поясами высотой 1500 мм,
после чего производят торкретирование пояса в один или два прохода в зави-
симости от проектной толщины слоя бетона обоймы, обычно составляющего
60-100 мм. Затем вяжут горизонтальную арматуру следующего пояса и опера-
цию повторяют.
Следует отметить, что перед началом торкретирования необходимо провес-
ти обеспыливание и смачивание поверхности ремонтируемой части ствола, а
затем обеспечить соответствующий уход за уложенным торкрет-бетоном, вклю-
Рис. 7.5. Устройство железобетонной обоймы на
стволе кирпичной дымовой трубы: 1 — металли-
ческое кольцо; 2 — кирпичный ствол; 3 — штра-
ба в кладке ствола; 4 — вертикальная арматура
обоймы; 5 — горизонтальная арматура обоймы; 6
— торкрет-бетонное покрытие; 7 — места креп-
ления горизонтальной арматуры
227
чая его периодическое увлажнение и предохранение от воздействия прямых
солнечных лучей.
Аварийные кирпичные трубы. В ряде случаев по условиям эксплуатации
и из-за несвоевременно проводимых ремонтов дымовые трубы приходят в ава-
рийное состояние. Разрушение верхней части ствола трубы вертикальными и
горизонтальными трещинами, разрыв стяжных колец, самопроизвольное вы-
падение кирпичей создают угрозу потери несущей способности и полного
обрушения. Ремонт таких труб указанными выше способами практически не-
возможен [7.12].
Для кирпичных дымовых труб высотой до 60 м с выходными диаметром
устья до 3 м рекомендуется следующая технология ремонта.
Вокруг ствола трубы монтируют три четырехстоечных шахтных подъемни-
ка и один шестистоечный. Для безопасности работ каждый подъемник, смон-
тированный на высоту 5 м, на своей опорной раме устанавливают стреловым
краном в проектное положение. Сверху подъемника устанавливают перенос-
ной защитный зонт. Дальнейшее наращивание подъемников производят под
защитным зонтом. В процессе монтажа подъемники крепят к сохранившимся
стяжным кольцам через 10 м по высоте и расчалками через 15 м по высоте,
Между собой подъемники соединяют
горизонтальными связями через 5 м по
высоте (рис. 7.6).
По прогонам, уложенным с шахты, ус-
траивают переставной рабочий настил с
ограждением, с которого производят ра-
боты по разборке ствола трубы и футе-
ровки. Материалы от разборки опуска-
ют в грузовой клети шахтоподъемника,
при возможности допускается сбрасыва-
ние материала вниз в пределах опасной
зоны с последующим окучиванием и по-
грузкой в транспортное средство.
Рис. 7.6. Схема организации работ по ремонту кир-
пичного ствола дымовой трубы с помощью системы
шахтоподъемников: / — ствол трубы; 2 — четырех-
стоечный шахтоподъемник; 3 — шестистоечный
шахтоподъемник; 4 — защитный навес; 5 — грузо-
вая лебедка; 6 — якоря; 7 — расчалки; 8 — огражде-
ние опасной зоны; 9 — горизонтальные связи; 10 —
клеть; 11 — ходовая лестница
228
После разборки необходимой части ствола и футеровки и очистки террито-
рии изменяют стройгенплан объекта. Устраивают узкоколейный путь с ваго-
неткой, площадки для складирования кирпича, цемента, песка, растворный
узел. Кладку ствола трубы и футеровки производят также с переставных рабо-
чих настилов. Вначале выкладывают футеровку на высоту 1250 мм, а затем —
ствол трубы. Установку стяжных колец производят через 10-12 дней после
окончания кладки ствола трубы, с тем чтобы произошла естественная усадка
кладки.
Для кирпичных труб высотой более 60 м и диаметром устья более 3 м следу-
ет применять шахтоподъемник переменного сечения: в нижней части — по
12-стоечной схеме, в верхней части — по 8-стоечной схеме. Шахтоподъемник
монтируют внутри трубы. Опорную раму шахтоподъемника устанавливают в
стакане фундамента или на нулевой отметке в зависимости от конструкции
фундамента и подводящих газоходов. В этом случае технология ремонта во
многом совпадает с монтажом новой трубы (см. кн.2, гл.4).
Крен дымовой трубы [7.14]. Отклонение от вертикальной оси может воз-
никнуть по целому ряду причин: неравномерная осадка фундамента, односто-
роннее оттаивание кладки ствола, выполненного методом замораживания, воз-
действие коррозионных процессов при длительной эксплуатации и т.п.
Существует несколько способов исправления крена дымовых труб: односто-
ронняя загрузка фундамента; одностороннее замачивание грунтов, выемка
части грунта из-под фундаментной плиты. Однако для кирпичных дымовых
труб наиболее часто применяют метод подрубки ствола.
До начала этой операции составляют схему деформаций ствола трубы, исхо-
дя из результатов геодезических проверок. На основании этой схемы опреде-
ляют высотные отметки деформаций и направление наклона (рис. 7.7).
Затем ниже уровня подрубки на 1200-1500 мм устраивают подмости на крон-
штейнах или леса, с которых выполняют работы. На определенное место под-
рубки на трубе точно наносят направление наклона. Выше и ниже отметки мес-
та подрубки на стволе монтируют по 2-3 дополнительных стяжных кольца.
Со стороны, противоположной крену, устанавливают тормозную лебедку
грузоподъемностью обычно Ют, канат от которой закрепляют на стволе тру-
бы примерно в 3/ высоты от места подрубки до ее обреза.
Перед началом работ изготавливают дубовые клинья из расчета их установ-
ки на длине в половину окружности трубы в месте подрубки с шагом 200-
250 мм. Клинья готовят двух видов — большие и малые. Большой клин, стро-
ганный с двух сторон, выполняют на 500-600 мм длиннее толщины стенки
ствола в месте подрубки, малый строгают с одной скошенной стороны и дела-
ют длиной, равной толщине стенки ствола. Кроме клиньев, готовят такое же
количество дубовых прокладок.
229
2
Рис. 7.7. Выпрямление крена кирпичной дымовой трубы: 1 — вертикальный разрез трубы; 2 — гра-
фик изгиба; 3 — узел выполнения подрубки; 4 — футеровка; 5 — ствол; 6 — деревянный клин длин-
ный; 7 — клин короткий; 8 — консоль; 9 — воздушный зазор; 10 — штраба; 11 — клинья; 12 — ствол
ниже штрабы; 13 — уровень расположения штрабы; 14 — начало штрабы; 15 — окончание штрабы;
16 — величина крена; 17 — точки постепенного поочередного ослабления клиньев
Перед началом вырубки кладки проверяют место расположения ближайшей
консоли, чтобы разрез не пришелся на нее.
Кладку вырубают в направлении от оси наклона в обе стороны одновремен-
но и немедленно заменяют дубовыми клиньями. Нижнюю поверхность выб-
ранной кладки выравнивают цементным раствором, после чего устанавлива-
ют на нее короткий клин толстым концом наружу и скошенной поверхностью
вверх. На короткий клин укладывают длинный тонким концом наружу и ско-
шенной поверхностью вниз таким образом, чтобы он выступал на 450-550 мм
над нижним, ранее установленным клином.
Длинный клин и скошенную поверхность короткого перед установкой сма-
зывают солидолом. На верхнюю поверхность длинного клина укладывают
230
прокладку длиной, равной толщине кладки, на которую сверху наносят слой
цементного раствора. Длинные клинья изнутри трубы плотно забивают ку-
валдами сразу же после их установки.
Осадку ствола трубы производят ударами кувалды по выступающим наружу
концам длинных клиньев. Сначала ослабляют центральный клин, а затем кли-
нья в обе стороны от центрального поочередно. При ослаблении клиньев под
действием собственной массы и эксцентриситета ствол трубы дает осадку в
сторону вырубленной в кладке штрабы. Ослабление клиньев выполняют по-
степенно до тех пор, пока ось трубы не совпадет с вертикалью, для чего в
процессе работы ведут ее непрерывные замеры с помощью теодолита.
Во время выпрямления трубы со стороны ее первоначального наклона обра-
зуется горизонтальная трещина, в которую забивают металлические проклад-
ки, а затем заполняют цементным раствором. После принятия дымовой тру-
бой вертикального положения клинья и прокладки по очереди выбивают и
заменяют новой кирпичной кладкой. Наиболее напряженные точки в выбран-
ной кладке находятся по ее краям, поэтому замену клиньев ведут от краев к
центру в обе стороны равномерно.
При выпрямлении крена канат тормозной лебедки все время должен иметь не-
значительную слабину, для чего его в процессе работы постепенно отпускают.
Довольно часто вместо деревянных клиньев в этой операции используют
гидравлические домкраты, исполняющие аналогичную роль.
Ликвидация кирпичных труб [7.13]. В отдельных случаях возникает необ-
ходимость полной разборки кирпичных труб из-за их ненадобности или стро-
ительства на их месте других сооружений. Наиболее эффективным способом
валки труб является метод направленного взрыва. В настоящее время специа-
лизированные организации способны произвести работы методом взрыва лю-
бой сложности с достаточной точностью. Однако на действующих предприя-
тиях метод взрыва не всегда может быть применен в условиях эксплуатации,
В этом случае можно применять метод подрубки ствола трубы и направленно-
го падения (рис. 7.8).
Определив место укладки ствола трубы, рассчитывают опасную зону и при-
нимают необходимые меры по безопасности эксплуатационного персонала. В
направлении падения ствола трубы на мощные тягачи запасовывают два троса
027-32 мм, которые своей проекцией определяют сектор падения. Затем про-
изводят необходимую разметку и начинают подрубку ствола трубы у основа-
ния. В стволе трубы через 500-700 мм пробивают сквозные ниши. В пробитые
ниши устанавливают гидродомкраты, которые принимают на себя нагрузку
ствола трубы. Пробивку ниш производят на 2/3 периметра ствола со стороны
падения трубы. Ниши пробивают вразбежку с диаметрально противополож-
ных сторон. После пробивки ниш вырубают простенки, и ствол трубы в вы-
рубленной части полностью опирают на домкраты. Затем на оставшейся /,
231
Рис. 7.8. Схема организации работ по валке кирпичного ствола дымовой трубы: 1 — ствол трубы; 2
— тяговые канаты; 3 — тяговые механизмы; 4 — сектор валки; 5 — сектор опасной зоны валки; 6 —
опасная зона работы; 7 — ниши; 8 — штраба; 9 — домкрат
окружности трубы пробивают штрабу глубиной 100-150 мм на высоте 500 мм
выше уровня ниш.
После того как все работы по подрубке закончены, персонал выводится из
опасной зоны и подается команда на одновременное отключение всех домкра-
тов с пульта управления. Одновременной работой тягачи натягивают тросы, и
труба падает в заданном направлении.
Во время падения ствол трубы может развалиться на отдельные части от
изгибающих моментов при критическом наклоне ствола. После падения ствол
трубы разбирают различными методами. Возможно в этом случае применение
микровзрывов для разрушения больших глыб и частей с тем, чтобы возможно
было грузить бой экскаваторами в транспортное средство, Известны также и
другие методы, которые принципиально не отличаются от изложенного, но
имеют другую технику исполнения.
Реконструкция кирпичных труб. Одним из наиболее рациональных спо-
собов продления ресурса кирпичных труб, имеющих непригодные футеровки
и ослабленные в результате эксплуатации стволы, является установка внут-
ренних газоотводящих стволов [7.7]. Учитывая, что данное решение активно
232
используется и для железобетонных труб, данная проблема рассмотрена в раз-
деле 7.4.
7.3. Железобетонные дымовые трубы
7.3.1. Наружные ремонтные работы
Восстановление маркировочной окраски [7.13]. Одним из основных спо-
собов восстановления маркировочной окраски стволов железобетонных ды-
мовых труб является способ с применением люлек, Для подвески люльки на
ствол трубы на верхней светофорной площадке устанавливают два бандаж-
ных кольца, к которым крепят кронштейны с блоками. Через блоки кронштей-
нов люльку запасовывают канатами к лебедкам, установленным внизу ствола
трубы за опасной зоной. Подъем люльки осуществляют двумя лебедками. Для
дополнительной страховки работающих в люльке к бандажным кольцам зак-
репляют тросики Ж6-8 мм, к которым рабочие подстраховываются с помо-
щью индивидуальных ловителей. В люльке работают два человека. Маркиро-
вочную окраску производят вертикальными полосами при опускании люльки
сверху вниз. Люлька оборудована катками, которыми соприкасается с поверх-
ностью ствола трубы, и катится при перемещении вверх или вниз. При прохо-
де светофорных площадок рабочие отталкивают люльку от поверхности бето-
на шестами. Кроме того, при прохождении люлькой светофорной площадки
на ней находится еще один рабочий, который следит за прохождением люль-
ки, положением канатов и обеспечивает связь с машинистом лебедки по теле-
фону. Связь работающих в люльке с машинистом осуществляется с помощью
радиостанции. Нанесение маркировочной окраски производят пистолетом-
краскораспылителем. Окрасочные бачки устанавливают в люльке. Компрес-
сор устанавливают на светофорной площадке, ближайшей к люльке. Подклю-
чение компрессора производят шланговым кабелем, прокладываемым по хо-
довой лестнице трубы. Заземление производят за металлоконструкции свето-
форной площадки. Шланг от компрессора передают в люльку и подсоединяют
через тройник к окрасочному бачку и пистолету-краскораспылителю.
Может быть рекомендована схема без использования компрессора. В этом
случае на люльке устанавливают два кислородных баллона и подключение
окрасочного бачка и пистолета-краскораспылителя производят через редук-
тор кислородного баллона. По мере расходования кислорода баллоны заменя-
ют. При использовании вместо компрессора кислородных баллонов не требу-
ется кабель для подключения последнего, длинный воздушный шланг (от ком-
прессора до люльки), дополнительный рабочий, обслуживающий компрессор.
Для нанесения маркировочной окраски по всему периметру трубы необхо-
димо произвести три перестановки люльки. Для этого люльку опускают на
233
землю и ослабляют тросы, после чего переставляют кронштейны на верхней
светофорной площадке в новое положение, а люльку передвигают. При этом
там же необходимо передвинуть лебедки или установить отводные блоки для
направления тросов. Окраска поверхности трубы с помощью траверсы приме-
няется при расположении светофорных площадок на трубе через 15 м (рис. 7.9).
Горизонтальная траверса перемещается по вертикали по направляющим тро-
сикам, натянутым между светофорными площадками в зоне окраски, На тра-
версе закрепляют пистолет-краскораспылитель, который перемещается по тра-
версе с помощью каната рабочим, находящимся на светофорной площадке.
Окрасочный агрегат устанавливают на светофорной площадке, а шланги —
воздушный и окрасочный — подаются к пистолету, смонтированному на тра-
версе. Опуская траверсу по направляющим тросикам и перемещая пистолет
по горизонтали, производят окраску поверхности включением окрасочного
агрегата. Вначале производят окраску одним цветом, например, белым, про-
пуская полосы, которые должны окрашиваться красным цветом. Затем тра-
версу поднимают на светофорную площадку и меняют пистолет и окрасочный
шланг для окраски красным цветом. Произведя полностью окраску одной вер-
тикальной полосы, переставляют всю систему, и таким образом производят
окраску всего кольца ствола трубы. Данный метод имеет преимущество в том,
3000
что не требует люльки и лебедок и является более
безопасным.
м
Антикоррозионная защита металлоконструк-
ций [7.13]. Одновременно с маркировочной окрас-
кой ствола трубы производится антикоррозийная за-
щита металлоконструкций. Металлоконструкции
ходовой лестницы и грозозащиты окрашивают не-
посредственно с конструкции, а металлоконструк-
ции светофорных площадок — с люлек. Предвари-
тельно металлоконструкции очищают от старой
краски и ржавчины с помощью пневмошлифмаши-
нок и металлических щеток. Учитывая решетчатую
конструкцию элементов ходовой лестницы, окрас-
ку следует производить вручную кистями. Элемен-
ты светофорных площадок, кронштейны и панели
настила целесообразно окрашивать с помощью пи-
столета-краскораспылителя.
Рис. 7.9. Схема окраски ствола трубы с помощью траверсы: 1 —
направляющие тросики; 2 — траверса; 3 — пистолет-краскорас-
пылитель; 4 — окрасочный агрегат; 5 — шланги
234
Рис. 7.10. Схема установки навесных лестниц-корзин: 1 —
светофорная площадка; 2 — лестница-корзина; 3 — обвод-
ной трос; 4 — тросы крепления лестницы-корзины; 5 —
переставная лестница; 6 — настил с бортовой доской
Зачастую возникает необходимость окрас-
ки только металлоконструкций без маркиро-
вочной окраски ствола трубы. В этом случае,
а также при способе нанесения маркировоч-
ной окраски ствола с помощью траверсы ис-
пользуются специальные навесные лестницы-
корзины для окраски металлоконструкций
светофорных площадок (рис. 7.10).
Лестницу-корзину навешивают на огражде-
ние светофорной площадки и дополнительно
крепят канатами за обводной трос, установленный вокруг ствола дымовой
трубы. Для перехода через ограждение светофорной площадки используют
переставную лестницу. По мере окраски элементов лестницу передвигают по
ограждению площадки. Первоначальный подъем лестницы-корзины и ее ус-
тановку на ограждение производят с помощью грузовой лебедки, подающей
грузы. С помощью этой же лебедки производят перестановку лестницы-кор-
зины на другую светофорную площадку.
Очистка оголовков дымовых труб от золы [7.22]. При использовании твер-
дого топлива часто происходит осаждение золы на оголовках дымовых труб в
виде шапок, которые создают опасность обрушения и
ухудшают тягу дымовой трубы, так как сужают выход-
ное отверстие. В этом случае необходимо периодичес-
ки очищать оголовки дымовых труб от отложенной
золы. Эту работу по возможности следует производить
при кратковременном отключении дымовой трубы.
Очистку оголовков производят с помощью трех на-
весных кронштейнов специальной конструкции
(рис. 7.11).
Вначале рабочий поднимается по ходовой лестнице
к оголовку трубы и коликом сбивает золу слева от хо-
довой лестницы на расстоянии 1 м, очищая оголовок
для установки первых двух кронштейнов, затем с по-
мощью каната и рабочего, стоящего на светофорной
Рис. 7.11. Схема установки навесных кронштейнов: 1 — оголовок тру-
бы; 2 — кронштейн; 3 — светофорная площадка; 4 — прутья ограж-
дения
235
площадке, устанавливает первую пару кронштейнов и укладывает щит насти-
ла. Рабочий, подстраховываясь карабином монтажного пояса за металлокон-
струкции лестницы, производит очистку от золы оголовка для установки тре-
тьего кронштейна. Установив третий кронштейн и уложив второй щит насти-
ла, рабочий устанавливает в специальные скобы, приваренные к кронштей-
нам, прутья ограждения 012 мм, длиной 1500 м.
С устроенных таким образом подмостей производят дальнейшую очистку
оголовка трубы от золы. Затем первый крайний кронштейн переставляют впе-
ред, перекладывают щит настила и передвигают прутья ограждения и таким
образом обходят весь оголовок по периметру и подходят к ходовой лестнице с
обратной стороны. Если рабочему, находящемуся на подмостях, необходимо
спуститься на светофорную площадку, то с крайнего кронштейна сбоку ему
сбрасывают капроновую лестницу, по которой рабочий спускается вниз.
Работу по очистке оголовка от золы необходимо выполнять в плотных за-
щитных очках типа «Моноблок» и с респиратором РМП-62. Подъем кронш-
тейнов на светофорную площадку и опускание вниз после окончания работы
производят с помощью грузовой лебедки и блока, закрепленного за металло-
конструкции ходовой лестницы выше отметки светофорной площадки.
Перекладка защитного колпака на оголовке трубы [7.22]. При длитель-
ной работе дымовых труб футеровка ствола трубы за счет сульфатации ра-
створа и постоянных температурных воздействий имеет тенденцию к росту и,
постепенно вырастая, приподнимает защитный колпак,
создавая ему обратный уклон. Такое явление стано-
вится опасным, так как нарушается целостность за-
щитного колпака, а в отдельных случаях происходит
даже падение отдельных звеньев вниз. Необходимо
производить перекладку звеньев защитного колпака с
одновременным удалением части футеровки, подняв-
шейся выше проектной отметки. Эта работа выполня-
ется со специально устроенных лесов (рис. 7.12).
Леса состоят из двух ярусов и собираются из труб-
чатых стоек с кронштейнами. Вначале монтируют ниж-
ний ярус лесов. Нижние стойки устанавливают на
кронштейны светофорной площадки. В момент мон-
тажа допускается прихватка стоек к кронштейнам элек-
тросваркой. После монтажа всех стоек производят
Рис. 7.12. Схема установки лесов на светофорной площадке: 1 —
защитный колпак; 2 — светофорная площадка; 3 — нижняя стойка с
кронштейном; 4 — верхняя стойка с кронштейном; 5 — скрепляю-
щие обводные тросы
236
укладку щитов настила, начиная от ходовой лестницы по часовой стрелке.
Одновременно устанавливают ограждение. Смонтированные таким образом
леса скрепляют обводным тросом, прижимающим их к стволу трубы. Для
подъема и опускания грузов на верхнем ярусе лесов устанавливают наклон-
ную стойку с блоком, через который затасовывают грузовой трос — канат ле-
бедки.
После выполнения работ по перекладке звеньев защитного колпака леса раз-
бирают в порядке, обратном монтажу.
Монтаж и демонтаж лесов производят при работающей трубе. Перекладку
звеньев колпака можно производить только при отключенной дымовой трубе.
Леса являются инвентарными, и должны изготовляться в мастерских с выда-
чей паспорта. Перед повторным применением все элементы лесов вниматель-
но осматривают и, если необходимо, испытывают нагрузкой, указанной в пас-
порте лесов.
Использование железобетонных обойм [7.14]. В процессе эксплуатации
дымовых труб нередки случаи значительных нарушений конструкций ство-
лов, когда разрушается защитный слой бетона, возникают вертикальные и го-
ризонтальные трещины, сколы и выколы, каверны, наблюдается прогиб вер-
тикальных стержней арматуры, а также ее коррозия. В этих случаях обычно
усиляют ствол посредством устройства железобетонной обоймы.
Железобетонные обоймы рассчитываются специализированной организацией
с проверкой несущей способности фун-
дамента трубы на увеличение нагрузки.
Толщина обоймы принимается от 80 до
150 мм. Обойма армируется вертикаль-
ной и горизонтальной арматурой. При
значительных разрушениях ствола трубы
по всей высоте устраивается сплошная
обойма, называемая железобетонной ру-
башкой. Вертикальная арматура обоймы
сваривается с вертикальной арматурой
ствола трубы, тем самым создается со-
вместная работа ствола и железобетонной
обоймы.
Для приварки вертикальной арматуры в
стволе трубы вырубают вертикальные
Рис. 7.13. Конструкция железобетонной обоймы: 1 —
ниши; 2 — сварка арматуры; 3 — места крепления
арматуры; 4 — стыки арматуры; 5 — ствол трубы
л-л
1 Шов бетонирования ^0 ( I-8QJ50
арматуры
237
штрабы и оголяют вертикальную арматуру ствола. Приварку стержней произ-
водят вразбежку по вертикали с расчетом 25% стыков в одном сечении. Таким
образом производят анкеровку вертикальных стержней обоймы. Анкеровку ар-
матуры выполняют на здоровом участке ствола трубы ниже отметки разрушен-
ного бетона на 2500 мм. Так же производят анкеровку вертикальных стрежней
обоймы в верхней части. Наращиваемую арматуру крепят на связке вязальной
проволокой. Горизонтальную арматуру обоймы привязывают к вертикальной
вязальной проволокой (рис. 7.13) вразбежку через два стыка на третий.
Устройство обойм производят с подвесных люлек. В зависимости от диа-
метра ствола трубы используют четыре или пять люлек. Люльки запасовыва-
ют через блоки кольца, установленного на ближней к обойме светофорной
площадке. Каждая люлька подвешивается на канате с помощью двухветьевого
стропа.
Для подъема материалов снаружи ствола трубы монтируют шестистоечный
шахтоподъемник. Шахтоподъемник крепится к стволу трубы через закладные
детали, устанавливаемые в стволе трубы параллельно с монтажом шахтоподъ-
емника. С настила шахтоподъемника вскрывают защитный слой бетона до ар-
матуры ствола трубы, к которой приваривают закладную деталь, после чего
нишу заделывают цементным раствором.
Крепление шахтоподъемника осуществляется через 10 м по высоте. В одной
из шахт подъемника оборудуется грузовая клеть, в другой — ходовая лестница.
После монтажа оборудования и оснастки производят испытание системы в со-
ответствии с требованиями правил на статическую и динамическую нагрузки.
Устройство обоймы начинают с установки арматуры, причем устанавлива-
ют ее снизу вверх. Для этого люльки поднимают на заданную начальную от-
метку и объединяют в одно кольцо.
Устройство обоймы может быть выполнено методом торкретирования или
методом бетонирования с уплотнением бетона. Метод торкретирования целе-
сообразно применять при толщине обоймы 80 мм. В этом случае технология
работ принимается по следующей схеме.
Очистку поверхности ствола перед монтажом арматуры обоймы выполняют
вручную или механизированным способом в зависимости от ее состояния. При
большом объеме работ применяют в большинстве случаев пескоструйную очи-
стку с последующим обдувом сжатым воздухом для обеспыливания, разме-
щая оборудование на светофорной площадке, находящейся выше отметки со-
оружения обоймы, а компрессор — обычно на земле. Затем при подъеме сис-
темы люлек снизу вверх производят установку вертикальной арматуры обой-
мы на всю высоту, причем через 2,5 м рекомендуется устанавливать кольца
горизонтальной арматуры. Подняв люльки до верха обоймы, устанавливают
горизонтальную арматуру на высоту зоны торкретирования 3 м, после чего,
вновь подняв люльки, начинают укладывать первый слой торкрета, постепен-
238
но опускаясь на люльках сверху вниз. При толщине первого слоя ~30 мм на
1 м высоты трубы расходуется в среднем от 5 до 7 м3 торкрета. Для нанесения
торкрета используется цемент-пушка, производительность которой определя-
ется, исходя из объемов работ.
Нанесение первого слоя производят примерно за 3 ч, за это время торкрет
укладывают на высоту 3 м, затем люльку вновь поднимают на первоначаль-
ную отметку и наносят второй слой, затем по той же технологии — третий
слой. Торкретирование одной захватки 3-4 м по высоте производят непрерыв-
но. Время между нанесением первого и последующего слоев не должно пре-
вышать 4 ч, чтобы между слоями торкрета не образовывался рабочий шов.
Уложив третий слой торкрета, устанавливают горизонтальную арматуру вто-
рой зоны. Таким образом производят торкретирование всей обоймы. Горизон-
тальный рабочий шов между захватками обрабатывают (снимают цементную
пленку) перед началом торкретирования новой захватки. В сутки обычно ук-
ладывают торкрет на высоту одной зоны, т.е. 3-4 м.
При толщине обоймы свыше 80 мм метод торкретирования становится не-
целесообразным. В этом случае следует применять метод бетонирования с
уплотнением бетона. На установленную в пределах одного яруса вертикаль-
ную и горизонтальную арматуру накладывают стальную сетку с ячейкой 5x5 мм
и толщиной проволоки 1,2 мм, которую привязывают к арматуре вязальной
проволокой через бетонные прокладки. Бетон бетононасосом подается за про-
волочную сетку и укладывается слоями высотой 200-300 мм по всему пери-
метру ствола трубы.
Применяемая для бетонирования обоймы бетонная смесь с осадкой конуса
5-6 мм приготовляется централизованно и доставляется на объект самосвала-
ми. Максимальная фракция гранитного щебня не более 20 мм. В начале уклад-
ки четвертого слоя бетона начинают параллельно надвязывать кольца гори-
зонтальной арматуры второго яруса, чтобы после укладки замкнуть кольца
горизонтальной арматуры следующего яруса. Затем накладывают металличес-
кую сетку второго яруса, производят подъем люлек на высоту одного яруса и
продолжают укладку бетона второго яруса. Уплотнение бетона производят, как
правило, глубинными электровибраторами.
При уплотнении электровибраторами следует контролировать давление бе-
тонной массы на металлическую сетку, чтобы сетка не обрывалась в местах
крепления к арматуре. Выступающее на поверхность металлической сетки
цементное тесто используют для затирки, что придает поверхности товарный
вид.
Указанная технология позволяет выполнять непрерывное бетонирование в
пределах всей обоймы при трехсменной работе. Перерыв в бетонировании
допускается производить только после окончания бетонирования в пределах
яруса, чтобы возможно было обработать рабочий шов.
239
Допускается устанавливать металлическую сетку прямо по арматуре без ус-
тановки бетонных прокладок. В этом случае после завершения бетонирования
люльки опускают вниз с одновременным наложением одного слоя торкрета
по забетонированной обойме для создания защитного слоя.
Подбор состава бетона или торкрета производится лабораторией. Изготав-
ливают пробный замес и контрольные образцы, по испытаниям которых окон-
чательно уточняют состав. В период бетонирования или торкретирования про-
изводят отбор проб и изготовление контрольных образцов, которые испыты-
вают в 3-, 7- и 28-дневном возрасте. В течение первых 7 дней осуществляется
уход за уложенными бетоном и торкретом путем поливки их три раза в сутки.
В отдельных случаях требуется покрытие свежеуложенного материала рого-
жей или мешковиной для предохранения от воздействия прямых солнечных
лучей и чрезмерного высыхания.
Для обеспыливания поверхности ствола трубы, поливки, подключения элек-
трооборудования, связи и сигнализации по шахтному подъемнику проклады-
вают коммуникации. В зависимости от высоты, объема и отметок, на которых
выполняется работа, на шахтном подъемнике устраивают выносную площад-
ку для установки оборудования. Подъем бетона производят клетью шахтного
подъемника в ковше. Бетон из ковша клети выгружается в приемный бункер
бетононасоса, которым транспортируется к месту укладки.
Люфт соединительных шпилек [7.14]. Одним из наиболее опасных повреж-
дений при эксплуатации сборных железобетонных дымовых труб является
ослабление натяжения соединительных шпилек между отдельными царгами.
Возникновение даже незначительного люфта чревато серьезными неприятно-
стями для целостности сооружения, ибо процесс дальнейшего ослабления бол-
тового соединения протекает достаточно интенсивно.
Для исправления дефекта необходимо вскрыть несколько соединительных
ниш соседних по высоте царг и выполнить подтяжку шпилек, ликвидировав
зазор.
Для выполнения этой работы, используя светофорную площадку трубы, на
требуемую отметку поднимают стяжное кольцо, состоящее, как правило, из
двух звеньев с гнездами для навески кронштейнов, таким образом, чтобы иметь
возможность затянуть его замок с ходовой лестницы. После установки кольца
на требуемой отметке выше него примерно на 1500 мм подобным же образом
натягивают страховочный трос, к которому закрепляют карабин монтажного
пояса рабочий при монтаже кронштейнов последовательно от ходовой лест-
ницы, укладывая на каждую пару из них щит настила внахлест с уложенным
ранее.
После монтажа подмостей вокруг ствола трубы демонтируют декоративный
пояс и последовательно, используя ручной инструмент, обнажают места уста-
новки шпилек, производя их требуемую подтяжку. После завершения этой
240
операции ниши заделывают, монтируют вновь декоративный пояс и разбира-
ют подмости таким образом, чтобы последние кронштейны снимать с ходовой
лестницы.
Канатный способ ремонта [7.14]. Этот метод выполнения наружного ре-
монта можно с успехом использовать там, где работы не связаны с перемеще-
нием, монтажом или демонтажем конструкций, элементов и вообще предме-
тов с большой массой.
Особенности способа заключаются в том, что верхолаз с помощью системы,
состоящей из двух капроновых канатов, закрепленных в верхней точке соору-
жения, и специального личного снаряжения верхолаза-канатчика, может под-
ниматься или опускаться на любую высоту. Снаряжение верхолаза-канатчика
показано на рис. 7.14.
Техника передвижения верхолаза заключается в следующем. Грудные 2 и
ножные 3 отрезки капроновых или из сизальской пеньки канатов диаметром
8-10 мм, носящие название «прусики», схватывающими узлами закрепляются
Рис. 7.14. Личное снаряжение верхо-
лаза-канатчика: 1 — основные рабочие
канаты; 2 — грудные прусики; 3 —
ножные прусики; 4 — грудной страхо-
вочный пояс; 5 — седелка; 6 — кара-
бины с завинчивающейся муфтой
241
на основных рабочих канатах 1. Затем грудные прусики двумя специальными
карабинами 6 с завинчивающейся муфтой закрепляются на грудном страхо-
вочном поясе 4 верхолаза-канатчика, а ножные прусики надеваются на ботин-
ки с помощью специальных устройств крепления. За карабины также закреп-
ляется «седелка» 5.
Перед началом работ верхолаз, застрахованный грудными прусиками, зави-
сает на рабочих канатах. Схватывающие узлы прусиков под нагрузкой сжима-
ют основной рабочий канат. Чем выше нагрузка, тем сильнее схватывающий
узел сжимает основной рабочий канат. Подъем или опускание производится
по одному из основных рабочих канатов. При этом второй канат является стра-
ховочным. Для перемещения верхолаз шагает вверх или вниз по вертикальной
поверхности. Перенося нагрузку тела на ножной прусик, верхолаз ослабляет
схватывающий узел грудного прусика и перемещает его по основному канату
на высоту шага (рис. 7.15), затем садится на «седелку» и переносит нагрузку
на грудной прусик. При этом ослабляется схватывающий узел ножного пруси-
ка, и верхолаз перемещается по основному канату на высоту шага. Затем вновь
переносит нагрузку тела на ножной прусик и перемещается по основному ка-
нату на высоту шага. Каждый верхолаз выбирает “рабочую” ногу по своему
усмотрению, и при необходимости может перейти на другую ногу, поменяв
основной канат.
Таким образом производится подъем или спуск верхолаза на любую высоту,
на которой закреплены основные рабочие канаты. При выполнении работы
верхолаз сидит на “седелке”, причем руки у него свободны, и он может произ-
водить необходимую работу. Каждый верхолаз выбирает для передвижения
Рис. 7.15. Технология передвижения по канатам: а — перенос нагрузки на ножной прусик подъемом
грудного прусика; б — перенос нагрузки на грудной прусик, шаг по вертикали, подъем ножного
прусика; в — то же, что и первое; г — то же, что и второе
242
правый или левый канат по своему усмотрению. Если требуется, верхолаз в
любой момент может поменять назначение канатов.
Основные рабочие канаты закрепляются на расстоянии до 3 м друг от друга.
Учитывая свободную амплитуду каждого каната, верхолаз на двух канатах сво-
бодно обеспечивает захватку работ до 6-8 м. При маркировочной окраске дымо-
вых труб звено верхолазов подбирается с таким расчетом, чтобы охватить весь
периметр ствола трубы. Во время работы на трубе отклонение по вертикали при
передвижении в горизонтальной плоскости не должно превышать 15-20°. При
большем угле в случае срыва или соскальзывания ног, находящихся на упоре,
произойдет откачка верхолаза, и возможен удар о корпус трубы.
Несущий или обводной канат (трос) обвязывают вокруг трубы и в месте со-
единения закрепляют тремя жимками. Закрепление основных рабочих кана-
тов за несущий обводной канат (трос) осуществляют с помощью карабинов с
навинчивающейся муфтой. Привязка карабина к предохранительному и стра-
ховочному канатам осуществляется петлей проводника. Сам узел защищается
от трения кожаным или деревянным чехлом.
Верхолазы поднимаются на светофорную площадку по ходовой лестнице.
Перед подъемом каждый надевает личное снаряжение. Застраховавшись груд-
ными прусиками к рабочим канатам, верхолаз с помощью навесной лестницы
и живой страховки опускается ниже светофорной площадки и зависает на ра-
бочих канатах. Производя работу, верхолаз опускается вниз до следующей све-
тофорной площадки. Во время работы на ближайшей к зоне работ светофор-
ной площадке находится наблюдающий, который обеспечивает надзор за ра-
ботающими и связь с землей по телефону или по радио. Подъем материалов
производится с помощью лебедки и блочка через наблюдающего каждому вер-
холазу.
Согласно [7.14], по мнению авторов, у этого способа много преимуществ и
большое будущее.
7.3.2. Варианты ремонта футеровки [7.14]
Футеровка любых дымовых труб, и особенно железобетонных, является од-
ним из конструктивных элементов, наиболее подвергающимся разрушениям.
Часто встречающимися видами разрушения футеровки является потеря проч-
ности раствора, коррозия кирпича и раствора оксидами серной кислоты, суль-
фатация раствора и кирпича.
В результате этих воздействий происходит деформация футеровки и, как
следствие этого, обрушение отдельных частей или целых звеньев. Поддержа-
ние футеровки в исправном состоянии — необходимое условие обеспечения
долговечности дымовой трубы.
243
Ремонт футеровки производят во время останова основного оборудования
на капитальный ремонт и отключения дымовой трубы. Тщательное обследо-
вание ствола трубы и состояния футеровки производят по плану в сроки, пре-
дусмотренные правилами технической эксплуатации.
В период планового обследования определяют объемы работ для капиталь-
ного ремонта, с тем, чтобы ремонтная организация и заказчик могли подгото-
виться к проведению ремонта и обеспечить его в сроки, не превышающие сро-
ки проведения капитального ремонта основного оборудования [7.13].
При небольшом объеме работ целесообразно применять при ремонте футе-
ровки люльки, причем для удобства охвата всего внутреннего периметра тру-
бы их должно быть не менее четырех.
Ремонт футеровки начинают с верхней части. Постепенно опускаясь вниз,
производят ремонт по всей высоте ствола трубы. Каждая люлька обеспечива-
ет ремонт футеровки в секторе 90°. Для подтягивания люлек к поверхности
футеровки дополнительно устанавливают восемь направляющих канатов: че-
тыре по центрам установки люлек и четыре по диагоналям между люльками.
Направляющие канаты крепят вверху за бандажное кольцо, установленное на
оголовке трубы, а внизу — за перекрытие в стволе трубы.
При необходимости люльку подтягивают крючьями к направляющим тро-
сам, затем стропят к ним рычажными лебедками, и ими же фиксируют в необ-
ходимом положении. Подъем материалов производят двумя электролебедка-
ми через блоки, установленные диаметрально противоположно. Каждая ле-
бедка подает грузы для двух люлек. Гру-
зы подтягивают к люльке с помощью
крючьев. Для монтажа всей оснастки на
верхней светофорной площадке устраи-
вают двухъярусные леса, аналогичные
изображенным на рис. 7.16.
Разборку аварийной футеровки произ-
водят с подвесной телескопической пло-
щадки (рис. 7.17).
Подвесную телескопическую площад-
ку подвешивают с помощью балок с бло-
Рис. 7.16. Схема подъема балки: 1 — головка блоко-
вого устройства; 2 — грузовой трос; 3 — скрутки
крепления грузового троса к балке; 4 — место запа-
совки грузового троса; 5 — капроновый канат; 6 —
балка с блоками; 7 — двухъярусные леса; 8 — свето-
форная площадка
244
Рис. 7.17. Подвесная телескопическая площадка: а — такелажная схема; б — установка балок на
оголовке трубы; в, г — телескопическая площадка; 1 — телескопическая площадка; 2 — электроле-
бедки подъема и опускания площадки; 3 — электролебедка подъема и опускания бадьи; 4 — электро-
лебедка натяжения направляющего троса; 5 — электролебедка подъема и опускания люльки; 6 —
центральная балка для подвески бадьи и люльки; 7 — балки для подвески площадки; 8 — наружное
сварное кольцо; 9 — внутреннее сварное кольцо; 10 — радиальная труба с подвижным пальцем; 11
— насадка
ками, устанавливаемых на обрез ствола трубы.
Для установки балок устраивают двухъярусные леса на верхней светофор-
ной площадке. Затем по осям укладки балок на обрез трубы устанавливают
головку блокового устройства (рис. 7.16).
Грузовой канат через головку блокового устройства опускают внутрь ствола
трубы, а затем выводят через проем газохода наружу и закрепляют на электро-
лебедку. Подготовленную к подъему балку запасовывают грузовым канатом за
ее нижнюю треть. Свободную длину каната привязывают к балке с помощью
скруток. За нижний конец балки привязывают конец капронового каната с пет-
лей на конце. Подъем балки производят внутри ствола трубы, при подходе
балки к верхней отметке конец балки заводят внутрь рамы головки блокового
245
устройства, затем по очереди отсоединяют скрутки, скрепляющие грузовой
трос с балкой, и конец балки выводят через раму головки блокового устрой-
ства. Крючком зацепив капроновый канат, закрепленный за конец балки, вы-
водят его на противоположную сторону и с помощью рычажной лебедки под-
нимают второй конец балки, выводят его в горизонтальное положение и уста-
навливают на стволе трубы. Выверив положение балки по уровню и по оси
установки, закрепляют ее в проектном положении. Таким же образом подни-
мают вторую и третью балки с блоками.
Телескопическую подвесную площадку собирают снаружи ствола трубы воз-
ле одного из проемов газохода. После сборки площадки производят ее провер-
ку. Выдвигают все телескопические элементы, укладывают щиты настила и
площадку загружают грузом, в 1,5 раза превышающим ее грузоподъемность.
Затем автокраном или гусеничным краном производят подъем площадки и ее
испытание статической и динамической нагрузками.
После испытания площадки настил снимают, телескопические элементы зад-
вигают в начальное положение и площадку подготавливают к подъему. Грузо-
вые канаты запасовывают через блоки смонтированных балок, выводят через
проем газохода наружу и закрепляют в площадке. С помощью попеременно
включаемых электролебедок площадку заводят через проем газохода внутрь
трубы и фиксируют ее положение оттяжками.
Подъем площадки производят в наклонном положении двумя электролебед-
ками, две другие электролебедки под незначительной нагрузкой сопровожда-
ют площадку. При подъеме площадки одновременно испытывают электроле-
бедки путем попеременной передачи нагрузки от площадки на одну из лебе-
док, ослабляя при этом канаты трех остальных. Подъем площадки контроли-
руется инженерно-техническим работником, находящемся на верхнем ярусе
лесов.
После подъема площадки в верхнее положение производят ее выравнивание
с помощью всех четырех лебедок и укладывают щиты настила, затем устанав-
ливают страхующие канаты.
Для доставки людей на подвесную телескопическую площадку использует-
ся подвесная люлька, которую устанавливают до монтажа площадки. Достав-
ка людей на площадку производится люлькой только сверху вниз. Головку бло-
кового устройства для подвески люльки устанавливают рядом с ходовой лест-
ницей ствола трубы по оси монтажных проемов на светофорных площадках.
Посадка в люльку осуществляется через ходовую лестницу на головке трубы
и с помощью специального звена лестницы, устанавливаемого на головку тру-
бы изнутри.
По мере опускания площадки вниз посадка рабочих в люльку производится
через монтажные проемы на светофорных площадках, для чего в проемах мон-
тируются специальные посадочные площадки. Во время работы с площадки
246
люлька находится в непосредственной близости от площадки и опускается
вместе с площадкой. Для дополнительной страховки и аварийной эвакуации
людей со светофорной площадки опускается капроновая лестница.
Разборка футеровки производится с подвесной телескопической площадки
при опускании ее сверху вниз.
При аварийном состоянии футеровки ствола, ее обрушении и разрушении
нижнего железобетонного перекрытия в стволе трубы, разборку оставшейся
футеровки производят методом обрушения. Для того чтобы обрушаемая футе-
ровка не оставалась в трубе и не увеличивала объем накопившейся футеровки,
устраивается отбойный щит с уклоном к одному из проемов газоходов. Мон-
таж отбойного щита производят с помощью лебедки, установленной в газохо-
де с противоположной стороны. При обрушении разбираемая футеровка, уда-
ряясь об отбойный щит, скатывается по уклону и высыпается наружу ствола
трубы.
Перекладку узлов сопряжения футеровки выполняют сверху вниз при опус-
кании телескопической площадки. Материалы на площадку поднимают с по-
мощью бадьи, поднимаемой через блок центральной балки, установленной на
головке трубы (подробнее см. [7.14]).
Устройство газоплотного покрытия из торкрет-бетона производят также с
подвесной телескопической площадки снизу вверх при подъеме площадки.
Торкрет-бетон наносят по футеровке слоем до 30 мм, предварительно швы
футеровки очищают от выкрашивающегося раствора, поверхность обеспыли-
вают и промывают водой или содовым раствором 20%-ной концентрации для
нейтрализации и очистки поверхности футеровки от сажи и зольных отложе-
ний. Нижнюю часть ствола трубы до отметки 50 м торкретируют с помощью
цемент-пушки, установленной в стволе трубы на нижнем перекрытии. Шлан-
ги для подачи смеси и воды подвешивают на тросике через блок центральной
балки и поднимают по мере необходимости. Свободный конец шланга с со-
плом находится на площадке. Для торкретирования верхней части футеровки
необходимо установить оборудование непосредственно на подвесной площад-
ке, а подачу материалов в этом случае производить в контейнерах, используя
грузовые лебедки.
Следует отметить, что при работах с подвесных площадок особое внимание
следует уделять качеству и надежности крепления страховочных канатов.
Контроль за качеством приготовления, нанесения и ухода за торкретом про-
изводится лабораторным постом на ремонтной площадке.
Замена футеровки является сложным и трудоемким процессом. В зависимо-
сти от состояния футеровки ее разборку производят или с подвесной телеско-
пической площадки, или с использованием шахтоподъемника с подвесной
футеровочной площадки (рис. 7.18).
247
Рис. 7.18. Телескопическая футеровочная площадка для трубы Н =180 м: а — схема площадки с
отметки +170,0 до +130,0 мм: 1 — основная балка, I = 850-5-1500 мм; 2 — выдвижной палец, / =
= 800 мм; 3 — хомут крепления; 4 — подвески; 5 — насадка; 6 — щиты настила основного; 7 —
периферийный настил из досок; б — схема площадки с отметки +130,0 до +90,0 м; в — схема пло-
щадки с отметки +90,0 до +37,5 м: 1 — основная балка, 1= 1500-J-2900 мм, 2 — промежуточная балка,
I = 900 мм; 3 — выдвижной палец, I = 1200 мм; г — схема площадки с отметки +37,5 до +6,26 м: 1 —
основная балка, / = 1550-S-2200 мм; 2 — промежуточная балка, I = 1800 мм; 3 — выдвижной палец, I =
= 1200 мм
248
При полной замене футеровки использование подвесной телескопической
площадки для возведения футеровки менее эффективно, чем использование
шахтоподъемника. Время, затрачиваемое на монтаж и демонтаж шахтоподъ-
емника, полностью компенсируется высокой производительностью, возмож-
ностью вести работы круглосуточно, обеспечением всех требований правил
техники безопасности и пожарной безопасности. Как показывает опыт ремон-
тных организаций, выполнение работ с применением шахтоподъемника на 25 %
сокращает сроки ремонта.
При высоте дымовой трубы более 100 м и выходном диаметре более 6 м для
монтажа шахтоподъемника используется подъемная головка ПГС-30, а для
подъема футеровочной площадки — ползучая обойма УПО-40. Шахтоподъ-
емник устанавливают в стакане ствола трубы на плиту фундамента. Допуска-
ется его установка на перекрытие, если перекрытие рассчитано на соответ-
ствующие нагрузки. Шахтоподъемник собирают по 16-стоечной схеме с ячей-
кой шахт 900x900 мм. В перекрытии на отметке +5,0 м вскрывается проем
3x3 м для пропуска шахтоподъемника.
Смонтировав шахтоподъемник на высоту 2,5 м выше отметки перекрытия,
производят монтаж подъемной головки. Для укрупненного монтажа подъем-
ной головки используют лебедку и канат подвесной люльки обследования. Для
этого люльку отсоединяют от каната и оставляют временно на перекрытии.
После монтажа головки запасовывают по постоянной схеме грузовые клети
шахтоподъемника и дальнейший его монтаж производят с помощью подъем-
ной головки.
Для безопасности монтажа шахтоподъемника на опорной переставной раме
ПГС-30 устраивают покатый защитный навес, покрытый листами железа тол-
щиной 3 мм. Монтаж шахтоподъемника производят на всю высоту ствола тру-
бы с одновременным раскреплением его жесткими связями. Жесткие связи
устанавливают на консолях ствола трубы. Одновременно с монтажом подъем-
ника устраивают защитные перекрытия на отметке +40,0 м и далее через 50 м.
Последнее перекрытие устраивают на верхней консоли ствола трубы. На это
перекрытие поднимают укрупненные детали ползучей обоймы и производят
ее монтаж.
Подъем деталей обоймы производят снаружи шахтного подъемника одним
из канатов грузовой клети. Клеть в это время распасовывают и оставляют вни-
зу. Для пропуска деталей обоймы через защитные перекрытия в них открыва-
ют проемы. После монтажа обойму перегоняют по шахтному подъемнику на
2,5 м выше перекрытия и собирают телескопическую площадку, с которой и
выполняют работы по кладке футеровки.
Иногда в результате сильного коррозионного износа футеровки или ее мест-
ного обрушения происходит частичное разрушение бетонного ствола с внут-
ренней стороны. При разрушении бетона на глубину не более 50 % проектной
249
Рис. 7.19. Схема установки внутренней железо-
бетонной обоймы: 1 — кольцо; 2 — арматура; 3
— щиты внутренней опалубки
Рис. 7.20. Восстановление разрушенной консо-
ли для футеровки: ! — ствол; 2 — железобетон-
ное кольцо; 3 — футеровка
толщины и сохранении арматуры усиление ствола трубы следует производить
устройством железобетонной обоймы изнутри (рис. 7.19).
Для установки арматуры обоймы на консоли устанавливают кольцо из угол-
ка, к которому приваривают стержни вертикальной арматуры. Ствол трубы
очищают от разрушенного бетона и промывают содовым раствором для нейт-
рализации продуктов коррозии. Бетонирование обоймы производят в трубной
переставной внутренней опалубке. Горизонтальную арматуру подвязывают
перед установкой внутренней опалубки на высоту яруса, т.е. 1250 мм. Бетон
уплотняют глубинным электровибратором. Перестановку опалубки и бетони-
рование производят с футеровочной площадки и подвесных лесов, закреплен-
ных за площадку.
В практике эксплуатации дымовых труб встречаются случаи выхода из строя
консолей, на которые опирается футеровка. Если в процессе эксплуатации кон-
соли трубы разрушились в результате обрушения футеровки, то на месте кон-
соли выполняют кольцо из жаростойкого железобетона. Для этого в теле ство-
ла железобетонной трубы обнажают арматуру первоначальной консоли, к ко-
торой крепят арматуру новой, а затем производят бетонирование. Эти работы
выполняют во время ремонта футеровки, используя либо площадку шахтного
подъемника, либо подвесную (рис. 7.20).
В настоящее время начал практиковаться еще один способ ремонта, или, ско-
рее, воздействия на футеровки дымовых труб с естественно вентилируемым
зазором, с целью улучшения надежности ее службы и уменьшения попадания
конденсата на поверхность железобетонного ствола.
250
Он заключается в том, что в зазор между стволом и футеровкой закачивается
специальная теплоизоляционная смесь на базе вспученного вермикулита или
перлита, которая препятствует охлаждению дымовых газов, значительно умень-
шая выпадение конденсата.
Эту операцию можно выполнять без остановки работы трубы, через проде-
ланные отверстия в железобетонном стволе и наружной подаче смеси.
7.3.3. Ликвидация крена железобетонных труб [7.14]
Для сборных дымовых железобетонных труб, учитывая их относительно не-
значительную массу, можно рекомендовать метод односторонней загрузки фун-
дамента, как наиболее простой, не требующий отключения дымовой трубы от
теплового агрегата, а также наименее трудоемкий при производстве работ.
Как правило, выправить крен трубы полностью этим способом не удается,
чаще всего односторонней загрузкой удается стабилизировать положение тру-
бы. Поэтому этот способ можно рекомендовать при небольших отклонениях
ствола трубы от оси, а также для предотвращения дальнейшего наклона трубы
до принятия решения о ее эксплуатации. В каждом отдельном случае загрузка
фундамента должна определяться расчетом.
Со стороны, противоположной наклону трубы, на всю ширину фундамента
и на половину окружности трубы укладывают металлические слябы, фунда-
ментные блоки или другой груз. Укладку ведут кранами соответствующей гру-
зоподъемности. Для устойчивости блоки или слябы укладывают пирамидой.
При применении этого способа необходимо также учитывать свойства грун-
тов, лежащих в основании фундамента, а также степень их уплотнения. При
сильно уплотненных и сухих грунтах этот способ может оказаться неэффек-
тивным.
Метод одностороннего замачивания грунта применим только при наличии в
основании фундамента грунта, обладающего просадочными свойствами при
замачивании. Этими свойствами обладают лесс и лессовидные суглинки.
Обычно трубы расположены в районах интенсивной застройки, поэтому при
замачивании грунта возможна осадка других зданий и сооружений, находя-
щихся рядом с трубой, что недопустимо. Применение этого метода еще ос-
ложняется тем, что направление осадки фундамента при выправлении крена
слабо поддается контролю.
Метод выборки грунта из-под подошвы фундамента по сравнению с осталь-
ными методами является наиболее трудоемким в производстве работ, но по-
зволяет полностью устранить крен, точно контролировать направление при
выправлении крена, и не требует отключения трубы от теплового агрегата.
При этом осадка трубы не влияет на окружающие здания и сооружения.
251
При неравномерной осадке фундамента труба может быть приведена в про-
ектное положение, если плоскость подошвы фундамента трубы (ар бр вр
примет горизонтальное положение (рис. 7.21).
В этом случае крен трубы R будет равен нулю тогда, когда плоскость подо-
швы фундамента (ар бр вр <?,) переместится в положение (а, б, в, г). Будем
считать, что точка а неизменна, и подошва фундамента поворачивается вокруг
нее. В этом случае необходимо вытеснить грунт, находящийся в плоскости
авв{, т.е. на высоту h, для чего этот грунт необходимо выбрать. Однако для
выправления крена трубы вовсе необязательно вынимать этот грунт, так как
при выборке грунта со стороны, противоположной крену, площадь опирания
фундамента на грунт постепенно уменьшается. С уменьшением площади опи-
рания фундамента увеличивается нагрузка на оставшуюся часть грунта, и на-
ступит такой момент, когда оставшийся грунт начнет уплотняться под массой
трубы.
Высота h (т.е. высота, на которую необходимо вынуть грунт и при которой
след оси трубы совпадает с геометрической осью трубы) определяется по фор-
муле:
h = RD/H.
В зависимости от состояния фундамента выборку грунта из-под подошвы
фундамента можно производить каналами при помощи горизонтального бу-
рения, в виде сплошной щели или комбинированным способом.
Рис. 7.21. Схема осадки
трубы: 1 — след оси трубы;
2 — геометрическая ось
трубы; 3 — плоскость подо-
швы фундамента
Если фундамент в хорошем состоянии и выборка
грунта возможна из-под подошвы до проектного по-
ложения, то сплошная выборка грунта наиболее целе-
сообразна. Выборку сплошной щели сделать значи-
тельно быстрее и проще, чем бурить каналы. Каналь-
ную выборку следует применять в случае недостаточ-
ной прочности фундамента. Если при сплошной вы-
борке грунта будет обнаружено, что фундамент в пло-
хом состоянии, и из-за этого невозможно развивать
щель до конца, применяется комбинированный метод.
Для устойчивости выправляемой трубы наиболее
интенсивную выборку грунта ведут в центре. Конфи-
гурация щели должна быть в виде трапеции, что обес-
печивает направленность осадки.
Выборку грунта начинают от оси наклона трубы
равномерно в обе стороны, изменение направления
осадки фундамента регулируют интенсивностью вы-
борки с одной или с другой стороны.
252
Для производства работ по выправлению крена у обреза плиты фундамента
вырывают траншею. Траншею располагают симметрично в обе стороны от
оси наклона трубы. Длину траншеи (исходя из опыта) следует принимать рав-
ной 72 длины плиты фундамента, глубину траншеи — на 0,75-1 м ниже обреза
фундаментной плиты, а ширину траншеи — в зависимости от удобства произ-
водства работ. Оптимальная ширина траншеи при всех трех способах произ-
водства работ ~1,5 м.
Подготовительные работы начинают с определения оси наклона трубы. Со
стороны, противоположной крену, геодезисты выносят на цоколь трубы ось
наклона, от которой производятся все линейные замеры.
Схему выполнения работ иллюстрирует рис. 7.22. На стяжное кольцо, рас-
положенное на высоте 2,5-3 м от земли, надевают кронштейны 1, к которым
прикрепляют прогоны 3. На расстоянии 1,5-1,7 м от траншеи забивают в зем-
лю стойки 4, на которые укладывают также прогоны 3. На прогоны укладыва-
ют стропила 2. Со стороны трубы стропила крепят к прогонам. К прогонам,
уложенным на деревянные стойки, стропила не крепят с тем, чтобы при дви-
жении трубы во время выправления крена стропила свободно скользили по
прогонам. По стропилам устраивают деревянный настил и кровлю 12.
Разработку траншеи производят вручную с установкой временных крепле-
ний. В зависимости от вида грунта разработку траншеи ведут на глубину 1-
Рис. 7.22. Схема выполнения работ по методу выборки грунта 1 — кронштейны; 2 — стропила; 3 —
прогоны; 4 — стойки навеса; 5 — монорельс; 6 — стойка монорельса; 7 — лебедка; 8 — контейнер;
9 — фара для освещения; 10 — низковольтный трансформатор; 11 — бруствер; 12 — настил и кров-
ля; 13 — крепление траншеи из двутавров; 14 — приямок; 75 — одноканатный подъемник
253
2 м без крепления, затем устанавливают временное крепление и разрабатыва-
ют траншею опять на 1-2 м, и так до проектной отметки, после чего времен-
ное крепление заменяется на постоянное. Рядом с деревянными стойками за-
бивают двутавры 13.
Для удобства выборки грунта из-под подошвы фундамента на проектной
глубине устраивают приямок 14', чтобы атмосферные осадки не попадали в
траншею, вокруг нее устраивают бруствер 11.
При небольшой глубине заложения фундамента (до трех метров) возможна
разработка траншеи без креплений с учетом угла естественного откоса грунта.
Подъем грунта из траншеи производят в контейнерах 8. Для освещения тран-
шеи и щели под фундаментом применяют автомобильные фары, для чего ус-
танавливают понижающий трансформатор на 12 В.
Для геодезического контроля за отклонением ствола и осадки фундамента
закрепляют точки, с которых производят теодолитную съемку. Кроме контро-
ля теодолитом для замера осадки подошвы фундамента в плите фундамента
устанавливают три фиксатора № 1, 2, 3 (рис. 7.23).
Фиксатор состоит из газовой трубы диаметром 25 мм, длиной около 1,7-2 м
1 и стрелки-фиксатора из металлической полосы шириной 50 мм 2. При осад-
ке стрелка-фиксатор скользит вдоль трубы, которую забивают в грунт на 1-
1,2 м, а стрелки-фиксаторы заделывают в плиту фундамента на глубину 100—
150 мм. Для заделки полосы в плите фундамента шлямбуром пробивают от-
верстие, и полосу заделывает цементным раствором. Первоначальное положе-
ние стрелки-фиксатора отмечают на трубе масляной краской или на трубу на-
клеивают миллиметровую бумагу.
Центральный фиксатор № 2 устанавливают по оси наклона, и по нему заме-
ряют осадку фундамента. Два крайних фиксатора, № 1 и 3, устанавливают
Рис. 7.23. Установка фиксаторов: I — фиксатор; 2 — стрелка
254
симметрично центральному, и по ним контролируют направление обратного
крена трубы.
До начала выправления крена необходимо заготовить 3-5 шпал, которые зак-
ладывают для торможения осадки трубы в разрабатываемую щель в случае
осадки по центральному фиксатору свыше 20 мм в сутки.
Метод горизонтального бурения. Для фиксации направления скважин на
дне траншеи устанавливают два шаблона ниже обреза фундамента на размер
осадки фундамента от 15 до 20 см, изготовленные из досок сечением 50x50 мм.
На шаблонах размечают оси буровых скважин и делают овальные вырезы для
укладки в них штанг бурового инструмента.
Один шаблон устанавливают возле обреза плиты фундамента, а второй —
на расстоянии 60 см от первого. Для удобства производства работ на шаблонах
проставляют номера скважин. На шаблон укладывают шлямбур с приверну-
тым к нему патрубком ударного бурения. На хвостовик патрубка надевают
перфоратор, который придает шлямбуру вращательное движение. Сжатый воз-
дух для перфоратора подают от передвижного компрессора.
Работы начинают с бурения центральной скважины, а затем бурят скважины
одновременно вправо и влево от центральной.
При заглублении бурового комплекта на 20 см шлямбур вынимают, и из него
выбивают грунт. По мере углубления скважин комплект наращивают стандар-
тными штангами. Для лучшего выбивания грунта из шлямбура его поверх-
ность смазывают машинным маслом.
Забуривание на глубину 20 см является наиболее оптимальным, так как при
большем заглублении скорость бурения резко понижается.
Обычно работы делят на три стадии. В первой стадии производят бурение в
средней части на '/ длины траншеи. Во второй стадии бурят с двух сторон от
центральных скважин на '/ длины траншеи. В третьей стадии пробуривают
скважины там же на глубину скважин, пробуренных в первой стадии.
После окончания работ каждой стадии делают перерыв на сутки, чтобы тру-
ба дала свободную осадку.
При бурении скважины могут отойти друг от друга, и в этих промежутках
оставшийся грунт будет препятствовать осадке фундамента, и ослабление ос-
нования будет неравномерным, т.е. фактическая ось трубы не будет совпадать
со следом оси трубы. В этом случае в промежутке бурят дополнительные сква-
жины. Для того чтобы грунт из этих скважин не вытеснялся в уже пробурен-
ные, в них во время бурения вставляют буровой комплект.
Осадка фундамента должна начаться после окончания работ первой стадии
и определяется по показаниям фиксаторов. Первоначальное показание фикса-
торов колеблется в пределах 3-7 мм за сутки, а в дальнейшем — до 30 мм в
сутки. Как уже указывалось выше, скорость осадки свыше 20 мм в сутки не-
желательна. В этом случае скорость бурения должна быть уменьшена. Кроме
255
того, начало осадки фундамента видно по образованию щели между отмост-
кой и цоколем трубы со стороны крена трубы. По мере выправления крена
щель увеличивается, и к окончанию работ может быть шириной 3-4 см.
Метод сплошной выборки щели. В принципе этот метод не отличается от
метода горизонтального бурения, кроме инструмента для производства работ.
Так как щель разрабатывают сплошной, т.е. не оставляют перегородки из
грунта между скважинами как при бурении, которые тормозят осадку, осадка
фундамента идет быстрее, поэтому времени на выправление крена затрачива-
ется меньше.
Для разработки грунта под подошвой фундамента изготовляют следующий
инструмент: лопатки для рыхления грунта, гребки, трамбовки для трамбова-
ния грунта при засыпке щели. Весь инструмент изготовляют из труб диамет-
ром 73-75 мм.
На концах лопаток приваривают заглушки толщиной 10 мм. Весь инстру-
мент изготовляют длиной 1500, 2500 мм и т.д. с градацией через 1 м, исходя из
глубины разработки щели. Лопаток необходимо изготовить больше, так как
они чаще выходят из строя.
Лопатки заглубляют в грунт ударами кувалды, а разрыхленный грунт удаля-
ют из щели гребками. Разработку грунта начинают от оси наклона трубы, и
ведут равномерно в обе стороны. Изменение направления наклона трубы ре-
гулируется интенсивностью выборки грунта справа и слева от оси наклона,
как и при бурении. Оптимальная длина забивки лопатки 20-25 см.
Когда щель будет разработана на глубину 1,5-2 м, в нее вкладывают предох-
ранительные шпалы. По мере осадки фундамента расстояние между обрезом
фундамента и верхом шпалы уменьшается. Для увеличения зазора шпалы вы-
нимают, и верх их стесывают топором. Необходимо следить за зазорами, пото-
му что если шпалы будут зажаты, то для того чтобы вытащить из щели, их
надо подкапывать, на что затрачивается много времени. Перед забивкой щели
шпалы вынимают.
После ликвидации крена производят забивку щели песком. Песок должен
быть влажным, чтобы его можно было утрамбовать. Засыпку производят сло-
ями по 5-10 см и уплотняют. По мере забивки щели песком интенсивность
осадки фундамента уменьшается.
Забивку щели производят до обреза плиты фундамента. Если в плите фунда-
мента появились трещины, соединяющиеся между собой и угрожающие це-
лостности плиты, последние 1-1,5 м щели забивают бетоном.
При выправлении крена трубы осадку фундамента производят не до конца,
остаточный крен оставляют в пределах 100-150 мм по верху трубы из расчета,
что после засыпки котлована фундамент дополнительно осядет еще на некото-
рую величину.
256
7.4. Реконструкция газоотводящих труб
7.4.1. Повышение надежности газоотводящих труб
способом восстановления тепловой изоляции
Нестабильный режим эксплуатации и перевод на непроектные режимы экс-
плуатации, имевшие место в последние 10-15 лет, привели к ускоренному раз-
рушению футеровок и стволов дымовых груб. Особенно неблагоприятное по-
ложение отмечено на дымовых трубах, имеющих вместо теплоизоляции вен-
тилируемый зазор с принудительной или естественной вентиляцией и подо-
гревом воздуха. На большинстве труб такой конструкции, а их более 150, вен-
тиляционные установки не работают или не были установлены при строи-
тельстве дымовой трубы. Через неплотности футеровки на верхних отметках
трубы дымовые газы поступают в вентилируемый зазор и их конденсат в зим-
ний период образует наледи на наружной поверхности стволов (дымовые тру-
бы высотой 250 м на ТЭЦ-27 Мосэнерго, Астраханской ТЭЦ-2, Печорской
ГРЭС, Йошкар-Олинской ТЭЦ, Новогорьковской ТЭЦ и др.). Не менее 20 ды-
мовых труб указанной конструкции нуждаются в неотложном ремонте, так
как дальнейшая их эксплуатация при таком состоянии тепловлажностной за-
щиты железобетонного ствола приведет к необходимости выполнения боль-
шого объема восстановительных работ и. как следствие, к ситуации аналогич-
ной, сложившейся на дымовой трубе № 1 Костромской ГРЭС, где осуществля-
лась замена верхней части железобетонного ствола и всей кирпичной футе-
ровки на металлический газоотводящий ствол в течение 3 лет.
На железобетонных трубах с вентилируемыми каналами, на кирпичных и
железобетонных трубах с воздушными прослойками и прижимной теплоизо-
ляцией отмечаются признаки типового разрушения: выход на наружную по-
верхность железобетонного или кирпичного ствола потоков влаги, выщелачи-
вание и размораживание бетона и кирпича, коррозия арматуры и ограждаю-
щих металлоконструкций.
Приведем основные причины появления факторов разрушения в таких трубах.
1. При сложившейся в последние годы тенденции снижения нагрузок на энер-
гоблоках и тепловых агрегатах и объема эвакуируемых через трубу дымовых
газов снижаются их скорость, коэффициент конвективного переноса тепла к
футеровке, ее температура и повышается вероятность или усиливается про-
цесс конденсации. Заметное влияние такого фактора проявляется при скорос-
ти газов в устье трубы менее 10-12 м/с.
2. Немаловажную роль в снижении долговечности и надежности дымовых
труб играют допущенные ошибки проектирования. Так, толщина несущего
ствола, а в отдельных случаях футеровки и теплоизоляции по конструктив-
ным соображениям для верней части трубы принимается меньше, чем для
257
нижней ее части. При этом снижается термическое сопротивление верхнего
участка трубы. Например, для дымовой трубы с выходным диаметром 9,6 м и
высотой 250 м термическое сопротивление железобетонного ствола снижает-
ся примерно в 4 раза. Следует также учесть, что вверху скорость ветра значи-
тельно больше, чем внизу, а, следовательно, выше и теплосъем с наружной
поверхности трубы. В совокупности это приводит к понижению температуры
внутри конструкции и повышению вероятности конденсационных процессов
в верхней части трубы.
Этим объясняется преимущественное разрушение верхней части дымовой
трубы, работающей даже под разрежением по всей высоте ствола. Кроме того,
на стадии проектирования во многих дымовых трубах предусматривалась теп-
ловая изоляция стволов на основе минеральной ваты, которая имеет ограни-
ченный срок службы (в среднем 10 лет) в сравнении с ресурсом службы всей
дымовой трубы (до 50 лет). Разрушение тепловой изоляции на ранней стадии
эксплуатации дымовой трубы приводит к снижению ее теплозащитных харак-
теристик.
3. В период бурного капитального строительства (1970-1980 гг.) заметно сни-
зилось качество возведения футеровки дымовых груб. Для оценки качества
был введен коэффициент фильтрационной массопроводности [7.15]:
G = K\PVnF,
Ф
где G — фильтрационный расход газа, кг/ч; АР — разность давлений, кгс/м2;
F— площадь футеровки, м2; п = 1-2 — коэффициент, учитывающий режим
движения.
Например, первоначально установленный для дымовых труб с вентилируе-
мыми каналами показатель газоплотностн (фильтрационной массопроводнос-
ти футеровки), равным 0,4-0,5 1/ч, в последующих дымовых трубах значи-
тельно (в несколько раз) превосходил нормативное значение. Это приводило к
проникновению дымовых газов через неплотности в футеровке и их непос-
редственному контакту с несущим стволом.
4. Эксплуатационное снижение газоплотностн футеровки из-за температур-
ного воздействия дымовых газов при нестационарных режимах эксплуатации
также является объективным фактором разрушения дымовой трубы. Высокие
температуры дымовых газов вызывают растягивающие напряжения и трещи-
ны на наружной поверхности, а при ее охлаждении появляются сжимающие
усилия на внутренней поверхности кирпичной кладки. Из-за частых темпера-
турных изменений появляется усталость материала, в результате чего может
произойти повреждение поверхности кладки в виде отслоений мелких леща-
док. По этой причине остановы дымовых груб должны сводиться к минималь-
ному их числу, а внутренние обследования (по возможности) заменяться теп-
ловизмонными съемками [7.16].
258
Характерным проявлением типовых признаков разрушения является желе-
зобетонная труба № 1 ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго». Она имеет высоту 250 м и
конструкцию с воздушным зазором между футеровкой из кислотоупорного
кирпича и железобетонным стволом и противодавлением, создаваемым вос-
ходящим движением воздуха за счет самотяги. Дымовая труба проектирова-
лась для рассеивания дымовых газов при сжигании природного газа и мазута
на двух котлах паропроизводительностыо 500 т/ч (Е-500), одном — 1000 т/ч
(Е-1000) и пяти водогрейных котлах (ВК).
Уже первые натурные обследования после 1,5 лет эксплуатации дымовой
трубы при сжигании природного газа выявили следы конденсата на наружной
поверхности железобетонного ствола с отложениями солей, следами коррозии
арматуры и образованием зимой наледей в верхней части дымовой трубы.
Анализ режимов эксплуатации дымовой трубы при сжигании природного
газа показал, что объемы отводимых дымовых газов менялись в зависимости
от времени года и не превышали половины проектной нагрузки. Это объясня-
ется постепенным вводом в эксплуатацию подключенного оборудования и ог-
раниченным потреблением тепловой энергии, вырабатываемой ТЭЦ.
Внутреннее обследование состояния кирпичной футеровки дымовой желе-
зобетонной трубы показало наличие многочисленных следов подтеков кон-
денсата, интенсивность которых растет с увеличением отметок по высоте Н.
Начиная со 120 м и выше подтеки конденсата наблюдались по всему перимет-
ру. Стекающий водяной конденсат вымывал
жидкое стекло из кислотоупорной обмазки
внутренней поверхности кладки, а также раз-
мывал сам кислотоупорный раствор кладки.
В верхней части футеровочных барабанов
(район консолей) пустошовка достигла 50 %
длины швов. Отмечались неплотности в ме-
стах сопряжения футеровочных барабанов.
Проведенный авторами расчет коэффициен-
та фильтрации футеровки показал, что ее га-
зоплотность в 2,5 раза меньше нормативной.
Рис. 7.24. Расчетная зависимость температуры газов, °C,
от конструктивного исполнения внутренней поверхности
футеровки дымовой трубы. Режим 2-го котла Е-500 при
нагрузке 60 % от номинальной, температура воздуха +8 °C:
-------ствол без изоляции;--------ствол с теплоизоля-
цией; 1,3 — температура газов; 2,4 — температура внут-
ренней поверхности футеровки
259
Как видно из рис. 7.24 (кривая 7) разница температур Т дымовых газов внизу
и вверху дымовой трубы составляет более чем 20 °C, что существенно превы-
шает проектные значения. Температура вверху дымовой трубы составляет при-
мерно 65 °C при температуре наружного воздуха 8 °C. Очевидно, что при бо-
лее низкой температуре воздуха в зимнее время, а также учитывая, что внут-
ренняя температура стенки футеровки вверху дымовой трубы на 7-10 °C ниже
температуры дымовых газов в объеме (кривая 3), наступление конденсацион-
ного режима неизбежно.
Основным и наиболее эффективным физическим способом ликвидации кон-
денсационных процессов и снижения термонапряженного состояния является
повышение термического сопротивления ограждающей конструкции дымо-
вой трубы. Для решения возникшей проблемы авторами разработан, а впос-
ледствии запатентован способ тепловой защиты газоотводящих стволов ды-
мовых труб.
Сущность способа повышения теплозащитных свойств дымовой трубы зак-
лючается в нагнетании в зазор между железобетонной оболочкой или кирпич-
ным стволом и футеровкой сухой теплоизоляционной смеси (СТС) с требуе-
мыми техническими характеристиками. При этом повышается температура
внутренней поверхности футеровки на 15-20 °C в зависимости от конструк-
ции трубы, толщины теплоизоляционного слоя и климатических условий. Сле-
дует отметить, что исключения конденсационного режима в трубе можно так-
же достичь путем повышения температуры дымовых газов. Однако такое ме-
роприятие является дорогостоящим, так как, например, для дымовой трубы
высотой 250 м ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго» повышение температуры на 20 °C
потребовало бы дополнительных затрат мощности около 20 МВт. Кроме по-
вышения температуры футеровки, нагнетание СТС позволяет снизить доступ
дымовых газов к стволу благодаря уплотнению футеровки и повышению гид-
родинамического сопротивления при конвективном переносе газового потока
через футеровку.
Учитывая низкую долговечность минераловатных теплоизоляционных из-
делий в условиях эксплуатации дымовой трубы, исследовалась возможность
их замены на более долговечный теплоизоляционный материал с большей тем-
пературоустойчивостыо (до 600 °C).
При подборе теплоизоляционных смесей, пригодных для создания теплоза-
щитного слоя между футеровкой и железобетонным стволом трубы, исходили
из способности предлагаемых смесей сухих компонентов под действием соб-
ственной силы тяжести равномерно без пустот заполнять вертикальный зазор
шириной от 0,05 м и высотой до 15 м.
Для исследования текучести предлагаемых смесей, их способности равно-
мерно заполнять узкий вертикальный зазор между футеровкой и несущим
железобетонным стволом трубы был изготовлен лабораторный стенд, имити-
260
рующий фрагмент дымовой трубы с вертикальным зазором шириной 0,08 м.
Для изучения динамики засыпки сухой теплоизоляционной смеси, структуры
образующего теплоизоляционного слоя, степени осадки при встряхивании пе-
редняя панель стенда была изготовлена из прозрачного стекла.
На основе проведенных лабораторных исследований и аналитических рас-
четов режимов работы дымовой трубы были сформулированы требования к
СТС по теплофизичееким характеристикам, приведенным в табл. 7.1.
Вышеназванным требованиям в наибольшей степени отвечают СТС на ос-
нове вспученного вермикулита, выпус-
каемого на специально изготовленной
для этих целей линии Чебаркульского
завода ЗАО «Союзтеплострой».
Особенность способа повышения теп-
лозащитных свойств дымовой трубы
состоит в возможности производства
работ без останова трубы. При этом че-
рез выбуриваемые специальной уста-
новкой отверстия в железобетонной обо-
лочке СТС нагнетаются в зазор с помо-
щью сжатого воздуха (рис. 7.25). Воз-
можно также нагнетание СТС с внутрен-
ней поверхности футеровки во время ос-
танова трубы на плановый ремонт.
Рис. 7.25. Схема нагнетания с наружной стороны
трубы СТС в зазор между железобетонным ство-
лом и футеровкой: 1— железобетонный ствол; 2 —
зазор, заполненный СТС; 3 — футеровка; 4 — бун-
кер для нагнетания СТС; 5 — емкость для подачи
СТС; б — воздушный зазор
Сжатый воздух
Таблица 7.1
Основные требуемые характеристики сухой теплоизоляционной смеси
Показатели Марка
Объемная масса, кг/м3, не более 100 150
Теплостойкость, °C Теплопроводность, Вт/(м-К), при средней температуре, °C: 600 600
25±5 0,050 0,057
300±5 0,082 0,101
Влажность, %, не более 10 10
Время истечения, л/с 17 17
Осадок при встряхивании, % об. 0,8 0,8
261
Выполнение работ по засыпке в зазор СТС должно осуществляться на осно-
ве квалифицированно разработанного проекта с обоснованием необходимос-
ти и эффективности способа тепловой защиты дымовой трубы при выполне-
нии аналитических расчетов тепломассообмена, термонапряженного состоя-
ния ствола и проверке нагрузок на фундамент. При производстве работ дол-
жен обеспечиваться контроль засыпки путем тепловизионных съемок трубы.
Безусловным требованием ставится условие исключения намокания СТС при
любых режимах работы дымовой трубы. Для выполнения данного условия
следует: во-первых, обеспечить отсутствие условий для выпадения конденса-
та в объеме дымовых газов и на внутренней стенке футеровки; во-вторых, обес-
печить невозможность возникновения статических давлений при работе ды-
мовой трубы на полной нагрузке, которые способствовали бы массопереносу
дымовых газов через футеровку с последующей конденсацией водяных паров
в зазоре.
Из рис. 7.24 (кривая 7) видно, что температура дымовых газов вверху дымо-
вой трубы при заполнении зазора СТС повышается более чем на 20 °C по срав-
нению с первоначальным вариантом. Аналогично повышается и температура
внутренней поверхности футеровки (кривая 2). Этого вполне достаточно для
исключения конденсационного режима работы дымовой трубы. Расчеты ста-
тических давлений на максимальной проектной нагрузке показали, что поло-
жительные значения ДР отсутствуют как в зимний, так и в летний период экс-
плуатации.
Следует отметить, что приведенные выше выводы сделаны при рассмотре-
нии в качестве сжигаемого топлива на ТЭЦ-27 АО “Мосэнерго” природного
Рис. 7.26. Температура дымовых газов на входе в дымовую трубу после засыпки СТС при различных
соотношениях сжигания природного газа и мазута. Режим 2-го котла Е-500 + 2 ВК: 1 — температура
уходящих газов; 2 — минимально допустимая температура по условиям возникновения конденсации
в дымовой трубе
262
газа. Возможность сжигания мазута в качестве резервного топлива в настоя-
щее время отсутствует. Несмотря на это, были проведены аналогичные расче-
ты для случая сжигания мазута. Из рис. 7.26 видно, что наступление конденса-
ционного режима в дымовой трубе вероятно только при доле сжигаемого ма-
зута по тепловой нагрузке свыше 75 %. Такой режим работы для данной ТЭЦ
маловероятен. Что касается статических давлений, то объем отводимых газов
при сжигании мазута меньше, чем при сжигании природного газа.
Изложенный способ повышения надежности дымовых труб путем восста-
новления тепловой изоляции хорошо зарекомендовал себя на трубах Н = 150 м
в гг. Уфе и Ярославле, на трубах Н = 250 м Тюменской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-27 АО
«Мосэнерго». В 2001 г. на трубе /7= 220 м Астраханской ТЭЦ-2 и др.
По результатам выполненных обследований и по рекомендациям ЗАО «Со-
юзтеллострой» приступило к реконструкции дымовых труб с вентилируемы-
ми каналами на Печорской ГРЭС (77= 250 м), Сургутской ГРЭС-2 (77 = 270 м
трубы №№ 1 и 2), Новогорьковской ГРЭС (77 = 250 м) ввиду значительных
повреждений железобетонных стволов.
Представляется целесообразным для предотвращения разрушений железо-
бетонных стволов дымовых труб с вентилируемыми каналами, которых в элек-
троэнергетике эксплуатируется свыше 150 единиц, составить программу и пе-
речень их первоочередного обследования для разработки технически и эконо-
мически обоснованных проектов реконструкции и повышения надежности спо-
собом нагнетания сухих теплоизоляционных смесей.
7.4.2. Установка внутренних газоотводящих стволов
Установка внутренних газоотводящих стволов является одним из наиболее
рациональных способов продления ресурса кирпичных и железобетонных труб,
имеющих неремонтопригодные футеровки и ослабленные в результате дли-
тельной эксплуатации стволы. Принимая во внимание, что цилиндрический
газоотводящий ствол с диффузором имеет в 2-3 раза большую пропускную
способность по сравнению с коническим кирпичным или железобетонным
стволом, а его долговечность больше по сравнению с футеровкой, экономи-
ческая целесообразность такой реконструкции очевидна.
В зависимости от состояния железобетонного ствола внутренний металли-
ческий газоотводящий ствол выполняется или самонесущим, с опорой на фун-
дамент трубы или подвесным. В кирпичных трубах внутренний металличес-
кий ствол всегда выполняется самонесущим. Для создания нормальных усло-
вий ремонтно-эксплуатационного обслуживания трубы в межтрубном про-
странстве, предусматривается теплоизоляция металлического ствола. На не-
скольких объектах, где нижняя часть ствола трубы и футеровка имели незна-
чительные повреждения по разработке ОРГРЭС были предусмотрены подвес-
263
ные внутренние стволы с опорой нижней секции, выполненной в виде конфу-
зора опирающегося на консоль ствола на отм. 30-35м, что позволило умень-
шить до 40 % стоимость и сроки реконструкции дымовых труб.
Проектно-техническим институтом “Спецжелезобетонпроект” (г. Челябинск)
разработать, а ИЦ АС “Теплострой” (г. Челябинск) выполнены металлические
самонесущие стволы высотой до 135 м без башни, на объектах, где железобе-
тонные стволы из-за неремонтопригодности были демонтированы полностью
или до 50 % высоты трубы и вновь не восстанавливались. В металлическом
стволе предусмотрена внутренняя теплоизоляция и монолитная коррозионно-
стойкая футеровка.
УралВНИПИЭнергопромом были разработаны проекты стеклофаолитовых
и титановых внутренних стволов для объектов, где из-за низкой температуры
удаляемых газов железобетонные трубы интенсивно разрушались (см. кн.1,
гл.8).
Представляет интерес вариант реконструкции “труба в трубе” (разработки
фирмы “Энерго +” и др.), при котором вместо замены полностью или частич-
но разрушенной футеровки устанавливается внутренний газоотводящий ствол
из стеклопластика. Опыт монтажа и эксплуатации стеклопластиковых ство-
лов показал их определенные преимущества по сравнению с принятыми ра-
нее проектными решениями:
- полностью исключить воздействие дымовых газов и конденсата на желе-
зобетонный или кирпичный ствол трубы, исключается коррозия бетона и ар-
матуры по этой причине;
- уменьшается нагрузка на несущий ствол трубы, футеровка может быть пол-
ностью или частично разобрана, а масса стеклопластикового ствола в 10-20
раз меньше заменяемой футеровки;
- улучшается термонапряженное состояние бетона ствола (оболочки) трубы
из-за образования проходного зазора между газоотводящим стволом и оболоч-
кой трубы;
- пропускная способность стеклопластикового ствола из-за лучшей аэроди-
намики на 30-60 % больше по сравнению с конической железобетонной или
кирпичной трубой с тем же диаметром устья;
- установка диффузора позволяет дополнительно увеличить пропускную спо-
собность в 1,5-1,7 раза, т.е. диаметр стеклопластикового ствола может быть
значительно меньше диаметра устья газоотводящей трубы и, тем самым, бу-
дет уменьшен расход материалов на изготовление газоотводящего ствола.
По сравнению с внутренними металлическими газоотводящими стволами,
стеклопластиковый ствол имеет также ряд преимуществ:
• стеклопластик имеет малый вес, что позволяет проводить монтаж ствола
несложными грузоподъемными механизмами;
264
• высокая коррозионная стойкость стеклопластика не требует защитных ме-
роприятий от коррозии. Стеклопластиковый ствол по этой причине не нужда-
ется в теплоизоляции наружной поверхности;
• высокая заводская готовность конструкций, что сокращает сроки монтажа
ствола в несколько раз;
• атмосферостойкость, обеспечивающая длительность эксплуатации в лю-
бых климатических условиях и возможность установки свободно стоящей стек-
лопластиковой трубы;
• высокая ремонтопригодность конструкции, ремонтно-восстановительные
работы не требуют сложного специального оборудования;
• эффективно и надежно решаются конструкции компенсатора и диффузора;
• значительно облегчается и упрощается контроль за состоянием стеклопла-
стикового ствола и газоотводящей трубы в целом.
Более высокая стоимость стеклопластикового ствола по сравнению с метал-
лическими компенсируется сокращением затрат на ремонтно-эксплуатацион-
ное обслуживание и большим эксплуатационным ресурсом.
Стеклопластиковый ствол диаметром до 3,25 м изготавливается в заводских
условиях в виде царг длиной до 6 м с фланцевыми соединениями, обеспечива-
ющими плотность до 2 МПа. В случае необходимости установки ствола боль-
шего диаметра превышающего габариты грузов, транспортируемых по желез-
ной дороге, ствол может изготавливаться из отдельных сегментов, собирае-
мых в царги при монтаже газоотводящего ствола. В зависимости от теплового
режима, при температуре удаляемых газов более 140 °C, газоотводящий ствол
изготавливается с теплоизолирующим слоем со стороны, контактирующей с
удаляемыми газами из углепластика и других материалов.
7.4.3. Замена кирпичной футеровки монолитной
Эксплуатация газоотводящих труб в непроектном режиме, с более низким и
нестабильными тепловыми нагрузками, работе теплоагрегатов на непроект-
ном виде топлива сопровождается в железобетонных трубах ускоренным из-
носом кирпичной футеровки и разрушением теплоизоляции из минераловат-
ных матов. Достаточно эффективным решением в этом случае является заме-
на кирпичной футеровки монолитной полимербетонной или полимерсиликат-
бетонной футеровкой в зависимости от степени агрессивности удаляемых га-
зов. Преимущество такой замены заключается в том, что монолитная футе-
ровка обладает более высокой газоплотностью с кирпичной футеровкой, осо-
бенно кислотоупорной толщиной в полкирпича. Обязательным условием до-
пустимости такого варианта реконструкции газоотводящей трубы является
отсутствие недопустимых напряжений в арматуре железобетонного ствола при
совместном действии внешних сил и температуры. Должен быть выполнен
соответствующий расчет ствола трубы.
265
7.4.4. Установка диффузоров
При расширении тепловой электростанции вновь вводимое оборудование
может быть подключено временно или постоянно к существующей газоотво-
дящей трубе. Это приведет к увеличению расхода газов через трубу, увеличе-
нию потерь напора, уменьшению относительной самотяги, и в результате в
газоотводящем канале может появиться избыточное статическое давление, для
ликвидации которого необходимо провести реконструкцию трубы, направлен-
ную на снижение значения форм-параметра.
С этой целью на существующих газоотводящих трубах, работающих с пере-
грузкой, МЭИ предложено устанавливать диффузоры. Одной из первых газо-
отводящих труб, подвергшихся такой реконструкции, была железобетонная
труба с кирпичной футеровкой Орской ТЭЦ высотой Н = 140 м, диаметром
устья DQ - 5,1 м. После подключения к этой трубе дополнительного оборудо-
вания расход газов в ней достиг 536 м/с и при температуре уходящих газов
120°С динамическое давление в устье составило 310 Па. Проведенные Союз-
техэнерго измерения выявили избыточное статическое давление в верхней
части трубы (максимальное значение 130 Па). Это стало причиной проникно-
вения агрессивных химических соединений, находящихся в продуктах сгора-
ния, через швы футеровки к железобетонному стволу.
Рис. 7.27. Диффузор газоотводящей трубы Орской ТЭЦ
266
МЭИ выбраны параметры рекомендованного к установке диффузора: актив-
ная длина 3,4 м, выходной диаметр 6,2 м (рис. 7.27).
Диффузор состоит из трех стальных звеньев, соединенных фланцами с асбе-
стовыми прокладками между ними. Внутренняя поверхность диффузора за-
щищена антикоррозионным лаком. Для установки диффузора кирпичную фу-
теровку по окружности трубы разобрали на высоту 1,4 м.
Принципиальная схема монтажа диффузора, разработанная Киевским от-
делением АТЭП, следующая: около устья трубы сооружают монтажные пло-
щадки и устанавливают подъемные механизмы; производят контрольную
сборку диффузора на земле; поднимают нижнее звено диффузора, заводят
его в устье трубы и устанавливают в проектное положение на бетонную под-
ливку; бетонируют промежуток между стенками трубы и диффузора; уста-
навливают среднее и верхнее звенья; футеруют поверхность трубы в месте
примыкания ее к диффузору.
При монтаже диффузора можно использовать вертолет. Если установку диф-
фузора совмещают с капитальным ремонтом трубы, то при этом используют
шахтоподъемник.
Реконструкция газоотводящих труб с кирпичной футеровкой может заклю-
чаться в превращении невентилируемого зазора между футеровкой и железо-
бетонным стволом в вентилируемый канал по всей высоте трубы. Для этого
перекладывают узлы сопряжения футеровки на консолях и невентилируемые
воздушные зазоры соединяют между собой.
7.4.5. Повышение газоплотности футеровки и антикоррозийная защита
внутренней поверхности газоотводящего ствола
Для предотвращения попадания газов в вентиляционный зазор дымовой тру-
бы через трещины и пустошовку футеровки необходимо повысить ее газоплот-
ноеть. До настоящего времени производство таких работ выполняется методом
торкретирования цементо-песчаной смесью. Однако такой метод повышения га-
зоплотности является временным мероприятием, так как в практике эксплуата-
ции торкретные штукатурки из цементо-песчаной смеси служат не более 3 4
лет. В связи с этим для ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго» предложен новый способ по-
вышения газоплотности футеровки методом заполнения швов кладки специаль-
ной пастой на основе полимерных композиционных материалов.
ОАО «НПО Стеклопластик» разработаны защитные полимерные пасты
(ЗПП), предназначенные для ремонта внутренней поверхности футеровки
дымовой трубы. Пасты готовят на основе эпоксидных диановых смол, способ-
ных превращаться в полимеры пространственного (сетчатого) строения. В ка-
честве отверждающей системы разработаны специальные отвердители на ос-
нове ароматических полиаминов.
267
Эпоксидные смолы модифицируются пластификаторами и эластификатора-
ми на основе полиуретанов, а также модифицируются полифенилсилоксана-
ми, совмещенными с полибутилметакрилатами и полиметилфенилсилоксана-
ми для повышения термостойкости и адгезионной прочности к защищаемой
поверхности.
В качестве наполнителей используются окислы металлов, мелкодисперсный
стеклянный наполнитель, коротковолокнистый стеклянный наполнитель и др.
На специально разработанном стенде для условий эксплуатации дымовой тру-
бы ТЭЦ-27 АО “Мосэнерго” ЗИП подверглись полупромышленным испытани-
ям. Стенд был изготовлен и подключен к газоходу дымовой трубы ТЭЦ-27.
Экспонирование паст в эксплуатационных условиях выполнялось в двух
направлениях:
— испытание паст в виде разделки швов четырех фрагментов из футеровоч-
ного кислотоупорного кирпича, изготовленных на стенде;
- испытание паст в виде образцов-свидетелей, размещенных в специальных
контейнерах, расположенных в стенде.
С 22.02.2000 г. и по настоящее время фрагмент футеровки из кислотоупор-
ного кирпича с разделкой швов четырьмя типами паст находится в экспозиции
на стенде, подключенном к действующей дымовой трубе на ТЭЦ-27. С 10.05-
8.07.2000 г. дымовая труба находилась в ремонте. В этот период для проверки
работоспособности ЗПП в реальных условиях эксплуатации на отметке 165-
180 м был выделен экспериментальный участок футеровки, на который были
нанесены покрытия ЗПП (грунтовка ГЭК-1 и паста ПЭК-1), зарекомендовав-
шие себя на стенде по эксплуатационным показателям с наилучшей стороны.
После получения положительного полуторагодичного опыта эксплуатации
ЗПП как на стенде, так и на экспериментальном участке в трубе было принято
решение о проведении в 2001 г. повышения газоплотности футеровки дымо-
вой трубы Н = 250 м ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго» способом заполнения швов
кладки защитными полимерными пастами.
Для предотвращения попадания дымовых газов в зазор между кирпичной
футеровкой и стволом дымовой трубы необходимо повысить газоплотность
футеровки. В настоящее время производство таких работ выполняется мето-
дом торкретирования футеровки цементно-песчанной смесью. Однако, такой
метод повышения газоплотности футеровки является временным мероприя-
тием, так как в практике эксплуатации торкретные штукатурки из цементно-
песчанной смеси служат не более 3-4 лет.
Представляется целесообразным рассмотреть способ повышения газоплот-
ности футеровки методом заполнения швов кладки специальной пастой на
основе полимерных композиционных материалов. В ОАО «НПО Стеклоплас-
тик» разработаны 3 типа защитных полимерных паст (ЗПП), предназначен-
ных для ремонта внутренней поверхности футеровки дымовой трубы.
268
Пасты ПЭК-1 и ПКП-2 готовят на основе эпоксидных диановых смол, со-
держащих в молекуле не менее двух глицидиловых групп, находящихся на
концах цепей, и способных превращаться в полимеры пространственного (сет-
чатого) строения. Процесс отверждения проходит по механизму поликондеса-
ции. В качестве отверждающей системы разработаны специальные отверди-
тели на основе ароматических полиаминов.
Эпоксидные смолы модифицируются пластификаторами и эластификатора-
ми на основе полиуретанов, а также модифицируются полифенилсилоксана-
ми совмещенными с полибутилметакрилатами и полиметилфенилсилоксана-
ми для повышения термостойкости и адгезионной прочности к защищаемой
поверхности.
В качестве наполнителей используются окислы металлов, мелкодисперсный
стеклянный наполнитель, коротковолокнистый стеклянный наполнитель и др.
Композиции, из которых созданы пасты типа ПКП-3, состоят из полимерной
основы, наполнителей, различных добавок (пластификаторов, антиоксидан-
тов и адгезионных компонентов), сшивающих агентов и катализаторов вулка-
низации. При приготовлении композиций, отверждающихся на холоду, обыч-
но используют полимеры с концевыми ОН-группами и молекулярным весом
от 30 000 до 100 000. При использовании полимеров с меньшим молекуляр-
ным весом физико-механические свойстве композиций ухудшаются, а с боль-
шим — улучшаются, однако технология переработки их усложняется. Для
повышения механической прочности композиции усиливают наполнителями
(двуокись титана, железный сурик, окислы металлов, мелкодисперсный стек-
лянный наполнитель, коротковолокнистый стеклянный наполнитель и др.).
Одним из важнейших компонентов композиции является отвердитель. В за-
висимости от вида отвердителя и способа применения различают одно- и двух-
компонентные составы. Однокомпонентные составы холодного отверждения
представляют собой смесь полиорганосилоксанового каучука, наполнителя и
отвердителя, упакованных в герметичную тару. Материал начинает вулкани-
зоваться сразу после выдавливания из герметичного патрона при соприкосно-
вении с влагой воздуха.
Двухкомпонентные составы содержат в одной упаковке пасту ( полимер с
наполнителями и добавками), в другой — отвердитель (соли карбоновых кис-
лот олова, циркония, железа, цинка, марганца и др.) и полифункциональный
компонент. Отверждение пасты начинается непосредственно после введения
отвердителя и полностью заканчивается после 24 ч. с образованием эластич-
ного материала. Отличительной осбенностью двухкомпонентных составов
является способность их отверждаться в слое любой толщины.
Пасты ГТКП-4 созданы на основе замазки «Арзамит», модифицированной
мелкодисперсным стеклянным наполнителем.
269
Экспонирование ПКП в эксплуатационных условиях непосредственно вы-
полнялись в двух направлениях:
- испытание паст в виде разделки швов 4-х фрагментов из футеровочного
кислотоупорного кирпича, изготовленных на специальном стенде, предназна-
ченном для исследования материалов футеровки дымовых труб, и подключен-
ном к дымовой трубе;
- испытания паст в виде образцов-свидетелей, размещенных в специальных
контейнерах, расположенных в стенде, подключенном к дымовой трубе.
В течение года элемент футеровки из кислотоупорного кирпича с разделкой
швов 4-мя типами паст находится в экспозиции на стенде, подключенном к
действующей дымовой трубе на ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго».
За время экспозиции были выполнены обследования состояния швов эле-
мента футеровки на стенде. В процессе обследования был осуществлен визу-
альный осмотр и контроль твердости по Барколу ПКП.
Визуальный осмотр показал, что все ПКП несколько потемнели под дей-
ствием дымовых газов, температуры и влаги. При первом осмотре на покры-
тии ПКП-4 обнаружены мелкие поверхностные трещины, причем остальные
покрытия находились в хорошем состоянии. После экспозиции в течение
12 мес. установлено: ПКП-1 — швы потемнели, но глянцевая поверхность со-
хранилась; ПКП-2 — швы потемнели; ПКП-3 — швы потемнели; ПКП-4 —
обнаружены поверхностные трещины, которые увеличиваются со временем
экспозиции.
Состояние паст на образцах-свидетелях оценивалось проведением физико-
механических испытаний образцов, отобранных после экспозиции в стенде:
твердости по Барколу, водопоглощения, прочности при статическом изгибе,
прочности при сжатии, адгезионной прочности при отрыве и при сдвиге от
кирпича и силикатной замазки. Результаты испытаний представлены в табл. 7.2
(см. также [7.17]).
Твердость по Барколу, измеренная твердомером при осмотрах на фрагмен-
тах футеровки вначале после 2-х недельной экспозиции возросла на 5-10 % за
счет дополнительной полимеризации связующего, а затем стала изменяться за
счет воздействия внешних факторов. За 12 мес. экспозиции произошли следу-
ющие изменения твердости по Барколу: ПЭК-1 — возросла на 20 %; ГЖП-2
— возросла на 36,8 %; ПКП-3 — не замерялась; ПКП-4 — возросла на 47,6 %.
Испытания образцов-свидетелей, извлеченных из стенда после 12-ти меся-
цев экспозиции показали:
ПЭК-1: прочность при сжатии увеличилась на 5,6 %; прочность при изгибе
снизилась на 4,6 % (в пределах разброса показателей); адгезия при
отрыве от кислотоупорного кирпича увеличилась на 2,9 %; адгезия
при сдвиге от кислотоупорного кирпича увеличилась на 3,9 %; адге-
270
Таблица 7.2
Результаты испытаний образцов-свидетелей полимерных композиционных паст (ПКП)
в процессе экспонирования в дымовой трубе ТЭЦ-27 в течение 12 мес.
№ п/п Марка пасты Свойства Срок экспони- рования, мес. ПЭК-1 ПКП-2 ПКП-3 ПКП-4
X* S X S X S X S
1. Твердость по 0 40 3 19 4 — — 21 3
Барколу, отн. ед. 4 40 3 23 4 — — 24 3
12 48 3 26 5 — — 31 7
2. Водопоглощение, % 0 0,044 — 0,0642 — 0,133 — 1,426 —
4 0,044 — 0,936 — 0,151 — 1,254 —
12 0,074 — 0,983 — 0,203 — 1,954 —
3. Статический изгиб, 0 91 16 47 7 4,3 0,9 9,7 1
МПа 4 92 4 44 2,3 2,6 0,12 12 8
12 87 5 40 6,6 1 0,13 8 2,6
4. Сжатие, МПа 0 106 3,0 61 3,4 8,8 1,7 66 6,3
4 106 2,6 64 4,5 10 1,5 81 5
12 112 9,1 80 6,1 15 1,5 96 3,8
5. Адгезия при отрыве 0 6,8 1,1 4 1,7 1,4 0,4 0,35 0,06
от кислотоупорного 4 5,0 1,3 4,9 1,3 1,4 0,3 0,4 0,08
кирпича, МПа 12 7,0 1,2 8,0 0,2 1,3 0,2 0,35 0,04
6. Адгезия при сдвиге 0 7,6 1,0 8,4 1,2 1,7 0,5 4,0 1,2
от кислотоупорного 4 6,9 0,7 6,5 0,9 1,4 0,3 4,3 0,9
кирпича, МПа 12 7,9 1,2 6,5 0,9 1,4 0,3 4,3 0,9
7. Адгезия при отрыве 0 1,5 0,13 1,0 0,05 0,15 0,04 0,05 0,002
от силикатной 4 1,3 0,2 0,6 0,1 0,16 0,03 0,05 0,002
замазки, МПа 12 1,4 0,3 0,6 0,1 0,13 0,03 0,04 0,006
8. Адгезия при 0 6,1 2,1 4,5 1,1 1,3 0,3 1,9 1,2
силикатной замазки, 4 4,6 1,3 3,4 1,6 1,0 0,4 1,6 0,8
МПа 12 3,6 2,0 3,1 1,1 0,9 0,7 1,3 0,13
*Х- - среднее значение показателя; S — среднеквадратичное отклонение показателя.
зия при отрыве от замазки снизилась на 6,7 %; адгезия при сдвиге от
замазки снизилась на 40,98 %;
ПКП-2: водопоглощение увеличилось в 14 раз, однако по абсолютному зна-
чению осталось низким (0,983 %); прочность при изгибе снизилась
на 14,8 %; прочность при сжатии увеличилась на 31,1 %; адгезия при
отрыве от кислотоупорного кирпича увеличилась на 100 %; адгезия
при сдвиге от кислотоупорного кирпича снизилась на 22,6 %; адге-
зия при отрыве от замазки снизилась на 40 %; адгезия при сдвиге от
замазки снизилась на 31,1 %;
ПКП-3: водопоглощение увеличилось на 52,6 %, однако по абсолютному
значению, осталось низким (0,203 %); прочность при изгибе снизи-
лась на 76,7 %; прочность при сжатии увеличилась на 70,45 %; адге-
зия при отрыве от кислотоупорного кирпича снизилась на 88,23 %;
адгезия при сдвиге от кислотоупорного кирпича снизилась на 23,5 %;
адгезия при отрыве от замазки снизилась на 13,3 %; адгезия при сдви-
ге от замазки снизилась на 30,76 %;
271
ПКП-4: водопоглощение увеличилось на 32,3 %; прочность при изгибе сни-
зилась на 17,5 %; прочность при сжатии увеличилась на 45,45 %;
адгезия при отрыве от кислотоупорного кирпича не изменилась; ад-
гезия при сдвиге от кислотоупорного кирпича снизилась на 10%;
адгезия при отрыве от замазки снизилась на 20 %; адгезия при сдви-
ге от замазки снизилась на 31,57 %.
В результате проведенного анализа полученных данных после испытаний
паст в условиях фрагментов футеровок и на образцах-свидетелях после 12-ти
месячного экспонирования в стендовых условиях на дымовой трубе можно
определенно полагать:
- паста ПЭК-1 является наиболее стабильной по своим показателям;
- паста ПКП-4 показала увеличение характеристик за счет повышения хруп-
кости и снижения трещиностойкости;
- пасты ПКП-2 и ПКП-3 имеют некоторые преимущества по сохранению
адгезии при отрыве от кирпича и сжатии.
В настоящее время для производства работ по повышению газоплотности
футеровки дымовых труб используются материалы ГЭК-1 (ТУ 6-48-05786904-
190-2001) и ПЭК (ТУ 6-48-05786904-189-2001), выпускаемые ОАО «НПО
Стеклопластик» совместно с ООО «Теплохимэнерго» [7.17].
Технологический процесс нанесения антикоррозионных защитных покры-
тий на металлические поверхности состоит из следующих операций:
1. Подготовка поверхности.
2. Приготовление и нанесение грунта ГЭК-1.
3. Приготовление и нанесение полимерной композиции ПЭК-1.
4. Контроль качества.
1. Подготовка поверхности. Подготовка поверхности производится с ис-
пользованием пескоструйной установки «Шквал» (Россия) или гидропескост-
руйной установки «QERZEN 500Е» (Германия) с использованием аппарата
«Торнадо» для подачи песка (корунда, гранитной крошки и т.п.). Доставка воды
к гидропескоструйному аппарату может осуществляется шлангами (рукава-
ми) от водопроводной сети или насосами высокого давления.
Работы проводятся при освещенности не менее 150 лк. и температуре окру-
жающего воздуха — не ниже +5 °C.
Оператор подключает аппарат «QERZEN 500Е» к источнику электроэнер-
гии 380V 50 Гц 63А и источнику воды и устанавливает на гидропескоструй-
ном аппарате давление в пределах 40,0-50,0 МПа.
Зачистка поверхности производится с расстояния 100-150 мм между соплом и
зачищаемой поверхностью под углом 30-90° с линейной скоростью 2-2,5 м/мин.
При использовании установки для подачи песка (корунда) «Торнадо». При-
меняется песок не более М 2,5. Расход песка ориентировочно составляет 2,5-
4,5 кг/м2.
272
Работы по зачистке поверхности производятся с люльки.
2. Приготовление и нанесение грунта ГЭК-1. Перед нанесением грунто-
вочного слоя на поверхности футеровки не допускается наличие капельной
влаги.
Компоненты грунта ГЭК-1 (А) и ГЭК-1 (В) тщательно перемешиваются в
емкости объемом 20-50 литров в соотношении 1:0,15. Объем грунтовки рас-
считывается в зависимости от площади покрываемой поверхности.
Грунт ГЭК-1 наносится методом безвоздушного напыления из установок типа
«Вагнер» или «Финиш».
Характеристики агрегата «Финиш-211-1»
Максимальное рабочее давление, атм.....................240
Подача насоса, л/мин...................................6,5
Расход материала, кг/мин...............................4,0
Электродвигатель:
мощность, КВт........................................2,2
напряжение, В.......................................380
Масса, кг...............................................75
Дальность подачи материалов по шлангам, м..............До 90
Грунт наносится по всей защищаемой поверхности. Расход ГЭК-1 составля-
ет 0,6-1,0 кг/м2 с производительностью 35-40 м2/ч.
Примечание. Для нанесения покрытия может использоваться аппара-
тура как воздушного, так и безвоздушного («Taiger Gold 20 000», производ-
ство Италия.).
3. Приготовление и нанесение полимерной композиции ПЭК-1. Поли-
мерную композицию ПЭК-1 наносят сразу после начала желирования (до «от-
лила») грунтовочного слоя (ориентировочно через 80-90 мин. при температу-
ре +20-+23 °C). Для ее нанесения используется установка “Синтез” (разра-
ботка ОАО «НПО Стеклопластик» и ООО «Теплохимэнерго») со следующи-
ми характеристиками:
Максимальная производительность, л/ч..................800
Мощность, КВт.........................................2,2
Максимальное рабочее давление, МПа....................2,0
Дальность подачи материала, м:
по вертикали........................................50
по горизонтали......................................80
Габариты, см...................................... 150х56х 93
Масса, кг............................................ 114
В загрузочные бачки установки «Синтез» загружают исходные компоненты
композиции ПЭК-1. Затем включают установку и наносят покрытие на защи-
щаемую поверхность с помощью специальных приспособлений:
273
- для заделки швов кирпичной кладки («пустошовки») используется уст-
ройство для инвестирования композиции ПЭК-1;
- для получения сплошного покрытия используется специальный пистолет-
напылитель.
Из подающего агрегата установки «Синтез» композиция ПЭК-1 по шлангу
подается к пистолету-напылителю и рабочий укладывает ее на защищаемую
поверхность в несколько слоев до получения пленки толщиной 1,0-1,5 мм.
Время отверждения до состояния «отлип» одного слоя составляет 4 ч при
температуре +20-+23 °C. Количество слоев — 2-3 слоя.
Звено, выполняющее работы по ремонту футеровки дымовой трубы состоит
из 2-х рабочих и мастера:
- 1-ый рабочий загружает исходные компоненты в установку «Синтез» и
следит за ее работой;
- 2-ой рабочий наносит композицию ПЭК-1 на защищаемую поверхность;
- мастер осуществляет контроль за нанесением покрытия. Производитель-
ность работ составляет — 35^10 м2/ч.
Расход пасты ПЭК-1 составляет — 1,2-2,5 кг/м2.
4. Контроль качества. Контроль качества зачистки поверхности футеровки
производится инженером-смотрителем визуально или используя различные
приспособления до нанесения грунтовочного слоя ГЭК-1.
Контроль качества нанесения покрытия производится инженером-смотри-
телем визуально или используя различные приспособления.
Таблица 7.3
Перечень объектов, где использовалась технология ремонта
полимерными составами ГЭК-1 и ПЭК-1
№ п/п Наименование объекта Адрес объекта Год проведения ремонта
1. Футеровка дымовой трубы /7= 250 м Москва, ТЭЦ-27 ОАО “Мосэнерго” 2001 г.
2. Футеровка дымовой трубы Н= 250 м г. Тюмень, ТЭЦ-2 2002 г.
3. Футеровка дымовой трубы Н= 30 м г. Печора, ЖКХ 2002 г.
4. Оболочка градирни № 1 Москва, ТЭЦ-27 ОАО “Мосэнерго” 2003 г.
5. Футеровка дымовой трубы Н = 250 м г. Печора, ЖКХ 2003 г.
6. Наружная поверхность, металлическая вставка и футеровка дымовой трубы Н= 30 м Московская область, г. Подольск, ДСКД “Мясопродукт” 2003 г.
7. Наружная поверхность, газоход и футеровка дымовой трубы Н = 30 м Московская область, нос. Дорохове, ЗАО “Устой” 2003 г.
8. Футеровка дымовой трубы Н = 60 м 2003 г.
9. Футеровка дымовой трубы Н= 45 м 2003 г.
10. Футеровка дымовой трубы Н = 60 м г. Санкт-Петербург, ОАО “Петрокерамика” 2003 г.
274
Контроль процесса полимеризации ПЭК-1 производится с помощью специ-
ального прибора-твердомера (Баркол) или лабораторно на образцах-свидете-
лях.
Примечание. Для нанесения покрытия может использоваться аппара-
тура как воздушного, так и безвоздушного («Taiger Gold 20 000», производ-
ство Италия.).
В табл. 7.3 приводится перечень объектов, где использовалась технология
ремонта полимерными составами ГЭК-1 и ПЭК-1.
7.4.6. Антикоррозионная защита наружной поверхности
железобетонных и кирпичных дымовых труб [7.17]
Существует два традиционных подхода к защите от коррозионного разру-
шения наружной поверхности железобетонных и кирпичных дымовых труб:
1. Использование пропиточных составов
Чаще это кремнийорганические составы (КОС), которые гидрофобизируют
железобетон и кирпич. При гидрофобизации происходит уменьшение угла
смачивания и блокирование капиллярного эффекта. Недостатками этого под-
хода являются:
— предел водоупорности создается лишь за счет уменьшения угла смачива-
ния, в то время как поры защищаемого материала продолжают оставаться от-
крытыми;
- с течением времени кремнийорганические составы переходят под влияни-
ем щелочной среды бетона из водонерастворимой формы в растворимую си-
ликатную форму.
Недостатком этого подхода является, как правило, низкая паропроницаемость
применяемых органических составов на основе эпоксидных, полиэфирных,
поливинилхлоридных, полиуретановых и других, что приводит довольно бы-
стро к послойному разрушению самого покрытия. В последнее время широко
рекламируется защита бетона с помощью флюатирования, обработки фтори-
дами и фторосиликатами, например «Ксайпексом». После этого бетон стано-
вится твердым и прочным, но, как показала практика, под прочной коркой про-
должается его разрушение, и верхняя упрочненная часть через несколько лет
отделяется.
Указанных недостатков, характерных для первого и второго подходов, можно
избежать, если одновременно с пропиткой формировать и защитную пленку, в
идеале — на базе одного состава. Причем, пропитывающий состав должен об-
ладать повышенной устойчивостью к воздействию щелочных агентов «цемент-
ного камня» и противодействовать развитию процессов силикатизации. А плен-
ка на базе его должна обладать повышенной паропроницаемостью.
275
Проведенные многолетние исследование показали, что эти составы должны
быть блок-сополимерами на основе пространственно-разветвленных кремний-
органических олигомеров и эпоксидов, как полимеров, обладающих хорошей
щелочестойкостыо.
Одним из таких материалов является антикоррозионная декоративная ком-
позиция марки АДП-1 (ТУ 2257-172-05789904-2003). Она представляет со-
бой полимерное покрытие, которое состоит из двухкомпонентного грунта
(праймера) и двухкомпонентного основного состава (эмали).
Покрытие предназначено для получения антикоррозийного покрытия на бе-
тонных, кирпичных, металлических и других поверхностях инженерно-тех-
нических сооружений (например, градирен, внешней поверхности дымовых
труб, металлических трубопроводов и т.п.).
Аналогичные покрытия использовались при ремонте бетонных чаш и несу-
щих конструкций градирен АО «Нижнекамскнефтехим» (1997 г.), ТЭЦ-27 АО
«Мосэнерго» (2003 г.), покраски наружной поверхности градирни ТЭЦ-20 АО
«Мосэнерго» (1997 г), а также при ремонте дымовых труб ТЭЦ-27 АО «Мосэ-
нерго» (2001 г.), Тюменской ТЭЦ-2 (2002 г.), Печорского ЖКХ (2002 г., 2003 г.),
Аэропорт «Домодедово» (2004 г.), ОАО «Москокс», г. Видное (2005 г.), ОАО
«Микропровод», г. Подольск (2005 г.) и др.
Известно, что при изучении химической стойкости и проницаемости поли-
мерных материалов и защитных свойств покрытий на их основе определяют
массу агрессивной среды, проникшей в полимер по привесу в условиях, при-
ближенных к наступившему равновесию. Для расчета долговечности покры-
тия АДП-1 в качестве критерия оценки использован показатель водопоглоще-
ния за различный период воздействия воды. Согласно трехбалльной системе
справочного пособия Г.Я. Воробьевой «Коррозионная стойкость материалов в
условиях агрессивных сред химических производств» «(стр. 76-77, табл. 1.7),
за долговечность покрытия при нормальных эксплуатационных условиях мож-
но принять период времени, за который водопоглощение пленки достигнет
значения 8 %.
Таблица 7.4
Толщина пленки, мм
о,1 0,3 0,6 0,9
Водопоглощение (%) после выдержки в течение 24 ч 0,94 0,77 0,50 0,25
Таблица 7.5
Температура, °C Водопоглощение (%) после выдержки в течение, ч
24 720 1440 2160
20 0,25 2,13 2,93 3,63
276
Рис. 7.28. Изменение водопоглощения образцов покрытия АДП-1 во времени: 1 — по данным лабо-
ратории ИТЦ «Уралтрансгаз»; 2 — по данным лаборатории НПК «Композит» ОАО «НПО Стекло-
пластик»; 3 — по данным лаборатории ИЦ «Питон»
В табл. 7.4 и 7.5 приведены результаты испытаний покрытий на основе АДП-1.
Анализ результатов испытаний, приведенных в табл. 7.4, 7.5 показал, что
водопоглощение покрытия зависит от его толщины, а закономерность измене-
ния водопоглощения покрытий на основе АДП-1 аппроксимируется экспонен-
циальной зависимостью, характеризующей снижением скорости водопогло-
щения (рис. 7.28).
При этом достижение критического водопоглощения (8 %) произойдет за
период времени 71,5 года. Поэтому с учетом коэффициента запаса надежнос-
ти (К = 7) расчетное значение срока службы покрытия АДП-1 в реальных ус-
Таблица 7.6
Химическая стойкость покрытий
Агрессивная среда Грунт ХС-068 Эмаль XB-785 ЛакХВ-784 Грунт ХС-068 Эмаль ХС-759 Лак ХС-724 Грунт ХС-068 Эмаль ХС-785 Лак ХВ-784 Эмаль 7100 Эмаль ЭП-5116 Грунт ЭП- 0010 Эпоксидно- фторло- новые лаки АДП-1
1. Вода Условно стойко при 20°С Условно стойко при 20°С Условно стойко при 20°С Стойко до 30°С Стойко до 30°С Стойко до 30°С Стойко до 60°С
2.10%-ная гидроокись натрия Не стойко Не стойко Не стойко Условно стойко при 40°С Условно стойко при 40°С Условно стойко при40°С Стойко до 60°С
3. Хлористый натрий Не стойко Не стойко Не стойко Стойко до 40°С Стойко до 40°С Стойко до 40°С Стойко до 60°С
4. Оксиды азота, аммиак Условно стойко при 20°С Условно стойко при 20°С Условно стойко при 20°С Стойко до 40°С Стойко до 40°С Стойко до 40°С Стойко до 60°С
5. Ароматические растворители Не стойко Не стойко Не стойко Условно стойко Условно стойко Условно стойко Стойко
6. Срок службы, годы 2-3 2-3 2-3 4-5 4-5 4-5 Около 10
277
Таблица 7.8
Сопротивление покрытий паровой диффузии (СП 13-101-99)
Материал Относительная влажность 0-50 % Относительная влажность 50-100 %
1. Дисперсионные шпатлевки:
ацетат пропионовой кислоты + гранулят 1100 50
акрилат стирола + известняк 640 10
акрилат стирола + кварцевый песок 130 5
шпатлевка, укрепленная тканью 2. Краски для наружных работ: 200 50
раствор каучукового латекса 24000 22000
дисперсия каучукового латекса 12500 200
краска с дисперсионным наполнителем 400 100
поливинилакрилатная дисперсионная 960 160
одноблочная кремнийсодержащая ПО 70
двублочная кремнийсодержащая 190 80
пигментированная дисперсия с эпоксидной смолой 3. Битумные лаки: 2160 120
битумная эмульсия, заполненная волокном 41500 200
раствор дегтя и смолы 96000 43000
заполненный раствор битума 4. Синтетические вещества: 182000 I12000
эпоксидная смола с растворителем 225000 94000
эпоксидная смола без растворителя 87000 44000
полиуретановые смолы 25000 15000
катализированный каучук в бутиле 450000 350000
раствор поливинилакрилата без пигмента 3000 2000
двублочный полиуретан без пигмента 24000 16000
хлорсодержащий каучук без пигмента 5. Лаки иа льняном масле: 150000 90000
пигмент — диоксид титана ОКП — 10% 19300 6800
пигмент — оксид цинка ОКП — 18% 6. Эпоксидамиды: 19300 6800
пигмент — диоксид титана ОКП — 12% 90000 42000
пигмент — тяжелый шпат ОКП — 23% 111000 41000
пигмент — тяжелый шпат ОКП — 30% 7. Растворы битума: 148000 42000
без пигмента 93000 107000
пигмент анода ОКП — 32% 275000 49000
пигмент анода ОКП — 45% 227000 26000
8. Цементный раствор М 50-100 Примечание. ОКП — объемная концентрация пигмента. 58 19
ловиях эксплуатации принимается равным 10 годам. В случае использование
10%-ного критерия водопоглощения, зачастую принимаемого в зарубежной
справочной литературе, расчетный срок службы покрытий на основе АДП-1
значительно возрастает. В табл. 7.6 приведены сравнительные данные хими-
ческой стойкости покрытия АДП-1 и наиболее известных покрытий.
В заключение разд.7.4.5 и 7.4.6 приведем сведения из СП 13-101-99 [7.12]
по защитным материалам, рекомендуемым к использованию при ремонтных
работах:
278
279
- при подборе защитных покрытий (красок) для различных конструктивных
элементов промышленных труб по показаниям требующейся их устойчивос-
ти к различным агрессивным средами выбросам следует руководствоваться
рекомендациями табл. 7.7;
- при подборе защитных покрытий (красок) следует также учитывать их про-
тиводействие паровой диффузии, особенно при высокой относительной влаж-
ности эвакуируемых газов.
Значения индекса сопротивления паровой диффузии различных покрытий
приведены в табл. 7.8.
7.4.7. Технологические особенности ремонта дымовых труб
В данном разделе неоднократно обращалось внимание на необходимость
комплексного подхода при решении проблем продления срока службы дымо-
вых труб. Естественно, данная тематика остается в центре внимания многих
специалистов. Так в [7.18, 7.19] отмечается, что в основном дымовые трубы
начинают разрушаться с оголовков. Напомним, что оголовок — это верхняя
часть дымовой трубы размером 3-5 м (в зависимости от диаметра ее выходно-
го отверстия), находящаяся в наиболее тяжелых условиях службы ввиду попа-
дания на внутреннюю поверхность атмосферных осадков, интенсивной кон-
денсации дымовых газов и связанных с этим процессов многократного замо-
раживания и размораживания, а также выветривания [7.12].
Попыток решить проблему оголовка дымовой трубы бесчисленное множе-
ство вплоть до использования титана для выполнения «оголовочной» части
трубы и титанового профиля для верхних площадок и лестниц. Но наблюда-
ются случаи разрушения титана под действием электролитического уноса
[7.18]. Аналогичные процессы разрушения железобетонных и кирпичных ство-
лов будут наблюдаться и ниже оголовков, в случае возникновения избыточно-
го статического давления внутри трубы. Более того, авторы [7.19] определили,
что учет ветрового давления показывает, что положительный градиент стати-
ческих давлений внутри и снаружи ствола возникает у всех дымовых труб при
их эксплуатации, т.к. разрежение газов к устью трубы снижается до нуля, а
ветровое разрежение с боковых и подветренной сторон трубы достигает мак-
симума.
Отсюда можно сделать вывод, что необходимость поиска оптимальных тех-
нологий возведения и ремонта промышленных дымовых труб остается весьма
актуальной. И в первую очередь для существующих железобетонных труб. Из
всего многообразия предлагаемых технологических приемов для решения ука-
занных проблем следует обратить внимание на предложения специалистов ряда
уральских компаний [7.9, 7.20].
280
Новый прогрессивный способ восстановления конструктивной надежности
стволов железобетонных труб разработан ООО «Инжиниринговая компания
«ТОР» (г. Челябинск). Это способ усиления ствола трубы железобетонной обой-
мой-гильзой, отличающийся от традиционного тем, что между старым ство-
лом и новой обоймой расположена упруго-податливая прокладка (см. рис. 7.29).
В результате использования обоймы-гильзы, наружная обойма практически
не догружает бетон существующего ствола своим собственным весом. При
этом обойма-гильза воспринимает более половины временной ветровой на-
грузки, и в несколько раз снижает температурные напряжения в усиливаемом
стволе. В 2004 г. по данной разработке ЗАО «Южуралтеплопроекг» (г. Челя-
бинск) запроектировал, а ЗАО «Высотник» (г. Екатеринбург) в 2005 г. выпол-
нил реконструкцию ствола железобетонной трубы Н = 80 м агломерационной
фабрики ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат».
Другим прогрессивным направлением при реконструкции и новом строи-
тельстве дымовых и вентиляционных труб в условиях снижения температур и
повышения агрессивности дымовых газов является применение газоотводя-
щих стволов из полимерных композиционных материалов (ПКМ). Немало-
важную роль при этом сыграло изменение соотношения цен на основные кон-
струкционные коррозионностойкие металлические и неметаллические мате-
риалы в пользу последних. Стоимость газоотводящих стволов из ПКМ мень-
ше аналогичных из высоко- и среднелегированных сталей и цветных метал-
лов в 2,5^4 раза при равном безремонтном сроке службы. Стоимость тепло-
изолированных стволов из малоуглеродистой стали с внутренним коррозион-
ностойким лакокрасочным покрытием сопоставима со стоимостью стволов из
ПКМ, при этом срок службы последних в 3-5 раз больше.
Технико-экономические расчеты показывают, что при реконструкции желе-
зобетонных труб с удалением верхней части ствола, наиболее экономичным
вариантом является каркасная металлическая надстройка с установкой внут-
Рис. 7.29. Схема усиления железобетонного ствола дымовой трубы обоймой-гильзой
281
реннего ствола. При этом выполнение ствола из ПКМ, приводящее к некото-
рому единовременному удорожанию, компенсируется существенно меньши-
ми затратами на эксплуатацию, обследования и ремонт, а также более дли-
тельным сроком службы.
Кроме того, небольшой вес оболочек газоходов и газоотводящих стволов
играет существенную роль при реконструкции существующих сооружений.
Как показали результаты обследований на ОАО «Чепецкий механический за-
вод», из-за коррозионного износа элементов ряд каркасных башен и эстакад
не способен нести нагрузку от веса металлических гуммированных газоотво-
дящих стволов и газоходов. А при замене этих конструкций на пластиковые
несущей способности сооружений остается достаточно для восприятия эксп-
луатационных нагрузок. Такое решение позволило избежать замены сооруже-
ний. Конструктивно газоотводящий ствол выполняется в виде отдельных царг
длиной до 10 метров с раструбным соединением монтажных элементов. Эле-
менты подвешиваются на диафрагмы основной каркасной несущей конструк-
ции с последующей герметизацией раструбов. При этом, как правило, обрез
газоотводящего ствола располагается на 2-3 метра выше обреза несущей кон-
струкции, что исключает самоокутывание дымовой трубы и разрушение ого-
ловка. В общем случае стенка газоотводящего ствола включает:
• внутренний химически стойкий слой толщиной 1-2 мм на полимерных свя-
зующих повышенной теплостойкости с 5-10 % армированием стекломатами
на основе Е-, С-стекол;
• наружный конструкционный слой толщиной 2-3 мм на полимерных связу-
ющих обычного назначения с армированием стеклотканями;
• огнезащитный слой толщиной 0,8-1 мм на трудногорючих связующих или
с использованием полимерных огнезащитных мастик, например «Огракс В/
ВВ».
Однако, резкое снижение механических свойств стеклопластика при повы-
шенных температурах (80-100 °C), а также необходимость обеспечения до-
монтажной и монтажной жесткости заставляет проектировщиков значитель-
но увеличивать толщину стеклопластиковой стенки. Развивая способы изго-
товления стеклопластиковых конструкций, с целью снижения уровня темпе-
ратурных напряжений и материалоемкости, а также для упрощения конструк-
ций оболочек газоотводящих стволов и газоходов, Южно-Уральским госуни-
верситетом совместно с предприятием «ТОР» разработана сэндвичевая конст-
рукция стенки: защитный слой - стеклопластик - легкий заполнитель (утеп-
литель) - стеклопластик (рис. 7.30).
Введение среднего слоя — легкого заполнителя — позволило:
- изолировать наружный силовой слой стеклопластика от негативного тем-
пературного воздействия отводимых газов и, снизив уровень температурных
напряжений, расширить температурный интервал применения конструкций;
282
П.М. РФ 12999
Наружный защитный слой
Несущий слой (стеклопластик)
Теплоизоляция (ППУ, минилита)
Несущий слой (углепластик)
Внутренний защитный слой
Рис. 7.30. Трехслойная конструкция стеклопластикового ствола с легким заполнителем
- повысить изгибную жесткость стенки и, обеспечив местную устойчивость
стенки без ребер жесткости, снизить в 4-5 раз материалоемкость конструк-
ций.
Используя в качестве внутреннего защитного слоя композиционные матери-
алы со специальными свойствами — органопластики, углестеклопластики или
фаолит — возможно получение конструкций, предназначенных для эвакуации
газовоздушных смесей температурой до 150 °C при pH рабочих сред ~2 без
изменения способа изготовления конструкций. Способ косой намотки пропи-
танной связующим стеклоткани позволяет получать готовые оболочки в од-
ном технологическом цикле, сократив в 5 раз сроки их изготовления.
Кроме этого, способ косой намотки позволяет изготавливать негабаритные
оболочки диаметром до 5,0 м и длиной до 8 м на мобильных установках не-
посредственно вблизи места монтажа. Увеличение длины царг позволяет со-
кратить число монтажных и укрупнительных стыков, а использование мобиль-
ных установок позволяет практически исключить затраты на транспортиров-
ку, расходы на которую для подобных конструкций при их заводском изготов-
лении составляют до 15% себестоимости. Технология изготовления газоотво-
дящего ствола позволяет без дополнительных затрат улучшить аэродинами-
ческие характеристики газоотводящего тракта теплового агрегата. Это дости-
гается выполнением в верхней части ствола диффузора параболической фор-
мы. Параметры диффузора определяются расчетом и обеспечивают минималь-
ное гидравлическое сопротивление в заданном интервале скоростей дымовых
газов. Вышеописанные конструкции находятся в эксплуатации на Челябинс-
ком электролитном цинковом заводе (1997 г., газоход L = 60 м, D = 1,0), на
Братском алюминиевом заводе (4 трубы Н = 60 м, D = 2,0 м), на Чепецком
механическом заводе (3 трубы Н = 80-120 м, D = 2,0-2,8 м), на Карабашском
медеплавильном заводе (газоход L = 60 м, D = 2,0 и труба Н = 40 м, D = 2,0 м).
Изготовлены газоходы общей длиной ~400 м вентиляционных систем пред-
283
приятий Иркутского алюминиевого и Чепецкого механического завода. Авто-
ры [7.9] считают:
1. Способ усиления железобетонных труб монолитной обоймой-гильзой с
упруго-податливой прослойкой позволяет существенно разгрузить изношен-
ные конструкции при действии ветровой и температурной нагрузок и продлить
их срок службы.
2. Наиболее прогрессивной конструкцией стеклопластикового ствола явля-
ется сэндвичевая конструкция, изготавливаемая на мобильных установках
вблизи места монтажа.
7.5. Ремонт металлических дымовых труб [7.13, 7.14]
7.5.1. Основные виды ремонтных работ
Работы по текущему ремонту. При текущих ремонтах выполняются рабо-
ты профилактического характера или работы по ликвидации мелких повреж-
дений с целью предохранения конструкций труб от дальнейших разрушений,
причем в первую очередь должны быть устранены повреждения, создающие
опасность для жизни людей, целостности сооружения, а также расположен-
ным в непосредственной близости к строениям и оборудованию [7.12].
Текущим, как правило, является ремонт, который может производиться без
отключения дымовой трубы: проварка отдельных мест ствола трубы, замена
расчалок, ремонт ходовой лестницы и светофорных площадок, наружная ок-
раска стволов труб. На выполнение такого ремонта разрабатывается специ-
альный проект производства работ (ППР). Эти работы обычно выполняются с
подвесной одноместной самоподъемной люльки или других подъемных уст-
ройств, предусмотренных ППР (рис. 7.31).
Для крепления самоподъемной люльки на обрез ствола трубы устанавлива-
ется специальный кронштейн, за который крепятся рабочие и страховочные
канаты самоподъемной люльки. В районе светофорной площадки на ствол
трубы устанавливается обводной канат 015 мм. К обводному канату крепится
блочок грузоподъемностью 1000 кг, который используется для подъема мате-
риалов электролебедкой. Установка кронштейна на место производится с мон-
тажной лестницы. При установке кронштейна следует отключить трубу на
короткий срок.
Если это по условиям эксплуатации сделать невозможно, работу следует
проводить в противогазах. Затем вытягивают наверх канаты самоподъемной
люльки и крепят к кронштейну. После монтажа всю схему испытывают на
статическую и динамическую нагрузку с составлением акта.
284
2
I
Рис. 731. Схема организации работ с применением самоподъемной люльки ЛОС-100-120: 1 — само-
подъемная люлька; 2 — кронштейн для подвески люлек; 3 — сварочный трансформатор; 4 — свароч-
ный кабель; 5 — заземляющий провод; 6 — грузовая электролебедка; 7 — блок для подъема грузов;
8 — обводной трос
Кронштейны для навески люльки переставляют по мере необходимости по
периметру ствола трубы. Для этого люльку опускают на нулевую отметку и
передвигают под новое положение кронштейна.
После каждой перестановки следует провести испытание схемы на стати-
ческую и динамическую нагрузки. Сварка дефектных мест производится элек-
тросваркой с применением сварочного трансформатора. Сварочный трансфор-
матор устанавливается вне опасной зоны работ.
Подключение сварочного трансформатора к сети производится силовым ка-
белем марки КРПТ сечением 3x16-5-1x10 мм. Сварочный кабель сечением 50
мм2 подбирают по длине таким образом, чтобы его хватило от места подклю-
чения до верхней точки трубы 5 м. Конец сварочного кабеля привязывают к
люльке, так чтобы иметь свободную длину с держателем около 3 м. Во время
перемещения люльки по вертикали кабель должен отключаться во избежание
короткого замыкания о корпус трубы или обрыва.
Заземляющий провод непосредственно подсоединяется в нижней точке за
ствол дымовой трубы под гайку за предварительно приваренный болт. При
285
производстве сварочных работ сама люлька также надежно заземляется за кон-
струкции ствола трубы.
Связь работающего в люльке с мотористом грузовой лебедки осуществля-
лась с помощью телефонных аппаратов, мегафонов. В настоящее время в боль-
шинстве случаев достаточно сотовой связи.
При окраске наружной поверхности трубы вначале производится ее очист-
ка. Очистку необходимо производить с помощью электро- или пневмощеток,
допускается зачистка вручную стальными щетками при небольшом объеме
работ. Очистка поверхности производится на площади, которая должна быть
загрунтована или окрашена одним слоем не позднее чем через 4 ч. Перед на-
несением грунтовочного слоя необходимо произвести обдувку поверхности
сжатым воздухом и обезжиривание растворителем, указанным в технологи-
ческой карте. Нанесение лакокрасочного покрытия на ствол трубы производят
механизированным способом пистолетом-краскораспылителем после грунтов-
ки всей поверхности ствола. При работе окрасочный бачок емкостью не более
20 л устанавливают в люльке. Бачок должен иметь контрольный манометр.
Воздушные шланги от компрессора, установленного внизу опасной зоной,
прикрепляют к люльке хомутиками так, чтобы не пережать сечение шланга.
Материал для заполнения бачка подается в специальной емкости с помощью
грузовой лебедки. После окончания окрасочных работ шланги необходимо
продуть сжатым воздухом, а пистолет промыть растворителем.
При ремонте дефектных расчалок рабочий, находящийся в люльке, отсоеди-
няет расчалку от ствола трубы, предварительно запасовав ее тросиком грузо-
вой лебедки. Затем расчалка опускается вниз, где производится ее осмотр и
ремонт. Установка расчалки производится в обратном порядке. Не допускает-
ся одновременное снятие двух и более расчалок.
Приведенная схема ремонта расчалок возможна для отдельно стоящих труб.
Замена расчалки трубы, стоящей возле различных агрегатов, когда расчалка
пересекает троллеи или других токоприемники, составляет определенную труд-
ность [7.14].
Для замены таких расчалок, чтобы не отключать действующее оборудова-
ние, во избежание замыкания расчалкой троллеи или наружных силовых ли-
ний, рекомендуется следующая организация работ (рис. 7.32).
На земле, возле якоря сменяемой расчалки, устанавливают две электричес-
кие лебедки, а на трубе — подмости на кронштейнах. Подмости поднимают
до уровня кронштейнов, к которым прикреплены существующие расчалки. На
трубе над постоянным кронштейном приваривают временный кронштейн; к
нему привязывают блок, через который запасовывают пеньковый канат диа-
метром 11 мм. На одну из лебедок наматывают стальной канат диаметром 11,5
мм, и конец его привязывают к пеньковому канату. Верхний конец пенькового
286
Рис. 7.32. Организация работ по замене расчалок: а — первый этап; б — второй этап; 1 — сменяемая
расчалка; 2 — постоянный кронштейн; 3 — временный кронштейн; 4 — блок; 5 — вспомогательный
канат, d = 1 ] ,5; 6 — лебедки; 7 — действующее сооружение; 8 — новая расчалка
каната, пропущенный через блок, увязывают за коуш сменяемой расчалки.
После этого расчалку освобождают от серьги. Нижний конец сменяемой рас-
чалки наматывают на вторую лебедку. Затем постепенно разматывают канат
11,5 мм с первой лебедки, а сменяемую расчалку наматывают на вторую ле-
бедку. Закончив эту операцию, конец каната 11,5 мм, находящийся у второй
лебедки, отвязывают от опущенной расчалки и временно закрепляют к якорю.
Старую расчалку сматывают со второй лебедки и на нее наматывают новую
расчалку. К коушу новой расчалки завязывают канат 11,5 мм, и начинают подъем
новой расчалки. Барабаны лебедок теперь работают в обратном направлении.
Первая лебедка наматывает канат 11,5 мм на барабан и тянет вверх новую рас-
чалку; одновременно барабан второй лебедки сматывает новую расчалку.
Подняв новую расчалку вверх до кронштейна, вставляют серьгу в коуш но-
вой расчалки, развязывают канат 11,5 мм с коуша и первой лебедкой наматы-
вают его на барабан. Затем нижний конец новой расчалки закрепляют к посто-
янному якорю.
Демонтажные работы. Одним из самых распространенных повреждений на
металлических дымовых трубах является значительная коррозия ствола или его
прогорание. Как правило, прогорание царг и коррозия металла, достигающая
опасных пределов, происходят в верхней части ствола дымовой трубы. В таком
случае производят демонтаж поврежденной части трубы, и усиление ее остав-
шейся части.
Демонтаж верхней части футерованных труб небольших диаметров обычно
не требует установки подъемных механизмов; эту работу выполняют методом
резки кожуха на небольшие карты и сбрасыванием внутрь трубы.
Организация работ по демонтажу верхней части металлической трубы при-
ведена на рис. 7.33.
287
Рис. 7.33. Организация работ по демоигажу верх-
ней части металлической трубы: 1 — кольцевые под-
мости; 2 — сбрасывание футеровки; 3 — сбрасыва-
ние листов кожуха (карт); 4 — подтаскивание карт
к проему; 5 — лаз в газоходе (или проем); 6 — элек-
тротельфер; 7 — монорельс; 8 — погрузка демон-
тированных листов кожуха на вагон; 9 — существу-
ющий шибер в газоходе; 10 — защитный слой фу-
теровки для газонепроницаемости
Рис. 7.34. Схема демонтажа части ствола ме-
таллической трубы с помощью четырехстоеч-
ного шахтоподъемника: 1 — четырехстоечный
шахтоподъемник; 2 — грузовая балка: 3 — гру-
зовые лебедки; 4 — растяжки шахтоподъем-
ника; 5 — крепление шахтоподъемника; б —
навесные кронштейны; 7 — ходовая лестница
шахтоподъемника
Работы по резке кожуха и обрушению футеровки выполняют с наружных
подмостей на кронштейнах участками (захватками) по 0,5 м. Вначале ломы
закладывают между кожухом трубы и футеровкой, ломают футеровку и сбра-
сывают ее внутрь трубы. Затем кожух режут на карты 0,5x0,5 м и сбрасывают
внутрь трубы. Во время сбрасывания карт и футеровки в газоходе никто не
должен работать. Для этого разборочные работы и уборку из газохода делают
в разные смены.
Газоход очищают через существующий люк (или пробивают проем в своде).
Бой кирпича и подтянутые к люку демонтированные карты кожуха грузят в
контейнеры, которые поднимают электротельфером, автокраном или другими
механизмами и грузят на вагон или в автосамосвал.
288
После демонтажа кожуха по высоте на 1,2-1,3 м наружные кольцевые под-
мости переставляют на 1,5 м ниже и приступают к разборке футеровки и де-
монтажу кожуха на следующие 1,5 м. В дальнейшем эти операции поочередно
повторяют.
Для удобства вытаскивания карт кожуха в них при демонтаже вырезают от-
верстия диаметром 100 мм. В газоходе крючком захватывают карту и подтяги-
вают ближе к проему.
Демонтаж поврежденной части трубы при диаметре ствола более 1,5 м целе-
сообразнее всего производить по следующей технологии.
После полного останова и отключения газоходов внутри ствола трубы уста-
навливают четырехстоечный шахтоподъемник (рис. 7.34).
При наращивании шахтоподъемник одновременно раскрепляют на ствол тру-
бы в той части, где ствол является достаточно надежным. Шахтоподъемник
наращивают на высоту выше отметки ствола трубы на 5 м. Верхнюю часть
подъемника раскрепляют тросовыми растяжками. На ригелях шахтоподъем-
ника, расположенных на 1250 мм ниже верха стоек, устанавливают балку с
блоками для опускания демонтированных конструкций дымовой трубы. Мон-
таж шахтного подъемника производят со щита, устанавливаемого на ригели
ниже 1250 мм верха стоек. Одновременно с монтажом шахтоподъемника уста-
навливают ходовые лестницы и лестничные площадки. Подъем деталей подъем-
ника осуществляют через переставной блочок с помощью электролебедки.
Вертикальность шахтоподъемника контролируют по отвесу. После монтажа
подъемника на всю высоту, установки растяжек и грузовой балки, запасовки
тросов производят испытание смонтированной системы на статическую и ди-
намическую нагрузки.
Для устройства рабочей площадки в зоне работ на ригели шахтоподъемника
с каждой стороны навешивают по одной паре кронштейнов. Затем на кронш-
тейны укладывают щиты, сначала на кронштейны, смонтированные на ниж-
них ригелях, затем на верхних ригелях. Щиты, укладываемые на верхние крон-
штейны, перекрывают щиты, установленные на нижние кронштейны. Щиты
изготавливают заранее из обрезных досок толщиной ~50 мм из дерева хвой-
ных пород 1-2-го сорта и обрабатывают огнезащитными составами.
Демонтаж ствола трубы производят с указанного настила полукольцами. Вы-
сота полуколец принимается кратной секции шахтоподъемника, т.е. 2500 мм.
Демонтировав 2,5 м ствола трубы, рабочий настил переставляют ниже на 2,5 м
и процесс повторяют. При этом высота смонтированной части шахтоподъем-
ника от растяжек до первого крепления в стволе трубы не должна превышать
10 м. Если же необходимо срезать ствол трубы более 5 м, то растяжки пере-
ставляют ниже, грузовую балку также переставляют ниже на 1250 мм вновь
устанавливаемых растяжек, а верхнюю часть подъемника демонтируют.
289
Рис. 7.35. Схема демонтажа части ствола металли-
ческой трубы с помощью четырехстоечного шахто-
подъемника и поворотного крана-укосины: I — че-
тырехстоечный шахтоподъемник; 2 — кран-укоси-
на; 3 — растяжки шахтоподъемника; 4 — подмос-
ти; 5 — грузовая лебедка; 6 — лестница подмостей;
7 — лестница шахтоподъемника
Усиление оставшейся части ствола тру-
бы осуществляется путем приварки на
обрез ствола отвальцованного по диамет-
ру трубы уголка размером 75x75x10 мм
или 100x100x12 мм. Уголок с помощью
струбцин и прихватки подгоняют по кон-
туру, а затем заваривают сплошным
швом с настила шахтоподъемника. При-
варку уголка снаружи производят с мон-
тажных лестниц-корзин, которые навешивают на обрез ствола трубы.
При диаметре ствола труб около 2,5 м рекомендуется устанавливать четы-
рехстоечный шахтоподъемник снаружи ствола трубы (рис. 7.35) с креплением
его непосредственно за ствол.
Шахтоподъемник наращивают на 2,5 м выше верха ствола трубы. В верхней
части подъемника устанавливают полноповоротный кран-укосину грузоподъ-
емностью до 1000 кг.
Для обрезки ствола внутри трубы устанавливают подмости. Строповку де-
монтируемой части трубы производят четырехветьевым стропом, предвари-
тельно вырезав в стенке трубы четыре отверстия. Застропив конструкцию и
проверив ее надежность, обрезают ствол трубы на высоту 1 м по периметру,
не замыкая разрез на длину 1 м со стороны смонтированного шахтоподъемни-
ка. Дорезку производят непосредственно с шахтоподъемника, после чего об-
резанная часть конструкции зависает на кране-укосине. Затем отрезанную царгу
приподнимают на высоту ~500 мм, производят поворот стрелы крана-укоси-
ны на 90° и опускание обрезанной царги на нулевую отметку.
По мере демонтажа ствола трубы и снятия крепления шахтоподъемника его
раскрепляют установкой растяжек.
Наиболее трудоемкими работами по ремонту металлических дымовых труб
являются их полный демонтаж и монтаж. В зависимости от конструкции и
высоты дымовой трубы применяют различные схемы. Наиболее распростра-
ненная схема демонтажа и монтажа металлических стволов дымовых труб
представлена на рис. 7.36.
290
Рис. 7.36. Схема конструкции для демонтажа металлических дымовых труб: 1 — четырехстоечный
шахтоподъемник; 2 — рабочий настил; 3 — растяжка шахтоподъемника; 4 — верхняя жесткая рама;
5 — нижняя жесткая рама; 6 — грузовая балка; 7 — подвеска грузовой балки; 8 — электроталь илн
грузовая каретка
Вокруг ствола трубы устанавливают четыре четырехстоечных шахтоподъ-
емника, соединяемых между собой горизонтальными связями (уголок
100x100x12 мм), устанавливаемыми через 5 м и объединяющими все четыре
подъемника в единую конструкцию, высота которой превышает отметку обре-
за ствола на 5 м. Горизонтальные связи монтируют попарно с наружных и
внутренних стоек шахты, а затем на них укладывают щиты настила и устраи-
291
вают ограждение. Устойчивость конструкции, кроме того, обеспечивается ра-
стяжками, которые устанавливают через каждые 15 м по высоте.
В верхней части конструкции монтируют жесткую раму из швеллера, к ко-
торой затем закрепляют грузовую консольную балку, со стороны консоли одну
горизонтальную связь не устанавливают, создавая окно для прохода царг.
В зависимости от высоты трубы и, следовательно, ее диаметра и толщины
металла применяют следующие основные схемы демонтажа и последующего
монтажа царг.
При высоте царг до 3,0 м наиболее приемлема схема с использованием в
качестве подъемного механизма трехтонной электротали, с помощью которой
демонтируемую царгу стропят, отсоединяют от основного ствола, а затем вы-
водят через проем на консоль грузовой балки и опускают вниз. Монтаж царг
осуществляется в обратном порядке, для чего царги должны пройти конт-
рольную сборку и быть промаркированы.
При ремонте труб высотой до 45-50 м вместо электротали, ввиду ее недо-
статочной канатоемкости, применяют передвижную грузовую каретку
(рис. 7.37).
На каретку запасовывают канат грузовой лебедки, обычно пятитонной, ус-
тановленной на земле вне опасной зоны. Для перемещения грузовой каретки
используют вторую, трехтонную лебедку, усилие которой передается через от-
водной блок, установленный на краю консольной балки, противоположном
консоли.
При демонтаже грузовая каретка подводится над центром дымовой трубы,
после чего царга стропится, освобождается и поднимается до уровня проема,
а затем каретка выводится на консоль. При этом царга дополнительно подни-
мается на расстояние, равное перемещению каретки по горизонтали, что сле-
дует учитывать при ее первоначальном подъеме. Приподнять или опустить
царгу при прохождении проема можно с помощью грузовой лебедки.
При монтаже царг каретка, выведенная на консольную часть балки для вы-
полнения подъема, удерживается на месте усилием тяговой лебедки.
Рис. 7.37. Схема установки каретки: 1 — грузовая балка; 2 — отводной блок; 3 — двойной отводной
блок; 4 — ограничитель движения каретки; 5 — каретка
292
Произведя подъем царги в максимальное верхнее положение, ослабляют уси-
лие на каретку тяговой лебедки, в результате чего под действием массы царги
каретка с царгой начинает перемещаться к центру конструкции, причем царга
опускается на расстояние ее горизонтального перемещения. Наведя царгу на
центр трубы, опускают ее до занятия проектного положения, используя уси-
лие грузовой лебедки.
При высоте металлических труб более 50 м из-за значительных усилий, воз-
никающих в консольной части грузовой балки при перемещении грузовой ка-
ретки, применяют схему демонтажа и монтажа царг с помощью грузового блока
и направляющего каната, для чего необходимо предусмотреть усиление всей
конструкции из четырех шахтных подъемников на сопротивление опрокиды-
вающему моменту.
Особенность этого метода в том, что на грузовой балке по центру трубы
закрепляют грузовой блок (рис. 7.38, а), через который запасовывают трос гру-
зовой лебедки.
На расстоянии 1-1,5 м в зависимости от диаметра демонтируемой трубы от
грузового блока со стороны верхнего проема жестко закрепляют направляю-
щий канат, который выводят через проем наружу к лебедке мощностью обыч-
но 5 т, причем угол наклона направляющего каната принимают в 60°.
При демонтаже трубы очередная царга стропится к грузовому канату, обре-
зается, затем поднимается в верхнее положение. Направляющий канат ослаб-
ляется и царга крепится к нему с помощью карабинов, после чего производят
Рис. 7.38. Схема монтажа царг с помощью грузового блока и направляющего каната: 1 — верхняя
рама; 2 — нижняя рама; 3 — грузовой канат; 4 — направляющий канат; 5 — царга; 6 — растяжка
293
натяжение каната так, чтобы вывешенная царга приняла наклонное положе-
ние. Затем грузовой лебедкой производят опускание царги, регулируя ее поло-
жение направляющим канатом, в результате царга выходит из конструкции
наружу и, скользя по направляющему канату, опускается на землю.
При монтаже трубы очередную царгу на нулевой отметке вначале крепят к
грузовому канату, находящемуся в ослабленном состоянии. Затем подводят к
царге направляющий канат и пристегивают его с помощью карабинов. Натя-
гивая одновременно грузовой и направляющий канаты, вывешивают подни-
маемую царгу в наклонное положение, поднимают и заводят в верхний проем
(рис. 7.38, б). Монтажники, находящиеся на верхнем рабочем настиле, прини-
мают царгу, после чего направляющий канат ослабляют, карабины снимают и
освобожденную царгу, занявшую вертикальное положение, опускают на гру-
зовом канате к месту монтажа.
Усиление кожуха трубы. При условии менее значительного износа кожуха
дымовой металлической трубы применяют метод его усиления. Наиболее час-
то применяют конструкции усиления кожухов уголками или листами. Уголки
между собой соединяют горизонтальными связями-полосами.
Листы усиления в вертикальном направлении устанавливают встык или внах-
лестку. Между существующим кожухом и новыми листами усиления устанав-
ливают прокладки. В горизонтальной плоскости листы могут быть установле-
ны встык или на некотором расстоянии друг от друга (на ширину прокладки).
Новые листы и прокладки не приваривают к старому кожуху.
Жесткость трубы при усилении листами в 2-3 раза больше, чем при усиле-
нии уголками. При необходимости усилить листами отдельные участки тру-
бы, масса новых листов не оказывает существенного влияния. Если требуется
окожушить всю трубу, необходимо сделать проверочный расчет фундамента
трубы.
Усиление конической части трубы листами выполняют с одной или несколь-
ких кольцевых подмостей на кронштейнах. Для установки кронштейнов под-
мостей к кожуху трубы приваривают проушины по периметру шагом 500 мм и
по высоте через 1,2-1,5 м.
Кольцевые подмости переставляют по ходу приварки проушин. При усиле-
нии цилиндрической части кожуха уголками устанавливают три комплекта
кольцевых подмостей: один на нижнем уровне усиления кожуха, второй на
верхнем уровне усиления, а третий на оголовке трубы для перестановки бло-
ков (рис. 7.39).
В месте установки очередного уголка временно снимают доски настила под-
мостей; после монтажа уголка доски укладывают на свое место. С подмостей
приваривают только верхний и нижний концы уголков, а затем в процессе пе-
ререштования снизу вверх подгоняют и приваривают утолки усиления к кожу-
294
Рис. 7.39. Организация работ по усилению угол-
ками цилиндрической части кожуха трубы: 1 —
кольцевые подмости; 2 — обводной канат; 3 —
поднимаемый уголок усиления; 4 — оттяжка
пеньковым канатом; 5 — лебедка; 6 — отводной
блок; 7 — проушины; 8 — подъемный блок
Рис. 7.40. Организация работ по усилению лис-
тами цилиндрической части кожуха трубы: 1 —
кольцевые подмости; 2 — поднимаемый лист
усиления; 3 — оттяжка пеньковым канатом; 4 —
бандаж; 5 — обводной канат; 6 — подъемный
канат к лебедке; 7 — подъемный блок
ху, а также устанавливают и приваривают связи между уголками. Уголки к
трубе приваривают прерывистым швом.
При усилении кожуха листами работы производят с двух кольцевых подмо-
стей: одни подмости устанавливают на нижнем уровне усиления, а вторые —
на оголовке трубы для перестановки блоков (рис. 7.40).
Блоки для подъема уголков или листов усиления кожуха увязывают различ-
ными способами: за обводной канат; за бандаж, устанавливаемый в верхней
части трубы; за косынки, приваренные выше усиления кожуха.
Количество косынок должно соответствовать количеству устанавливаемых
уголков. К каждой косынке на стропе подвешивают блок.
На смонтированных уже листах усиления по заранее приваренным проуши-
нам переставляют кольцевые подмости на следующий ярус, после чего начи-
нают монтаж листов усиления следующей царги.
Если вместо демонтированной верхней части кожуха трубы необходимо ус-
тановить новый кожух, то применяют метод монтажа царгами при помощи
295
Рис. 7.41. Схема монтажа кожуха цилиндрической части трубы: 1 — ос-
тавшаяся часть трубы; 2 — кран-укосина; 3 — стульчики для крепления
крана к трубе; 4 — ребра жесткости; 5 — поднимаемая новая царга
легкого крана-укосины. Схема монтажа кожуха цилинд-
рической части трубы показана на рис. 7.41.
Грузоподъемность укосины и сечение стойки подбира-
ют в зависимости от высоты поднимаемых царг и их мас-
сы. Обычно высоту поднимаемых царг принимают 1,5-
4,5 м. По принятой высоте царг и их массе изготовляют
укосину соответствующего сечения и грузоподъемности.
При монтаже дымовых труб диаметром более 2 м кра-
ном-укосиной возникают дополнительные усилия, кото-
рые могут вызвать местные вмятины в кожухе трубы. Во
избежание этого необходимо на кожухе приваривать коль-
ца жесткости в местах крепления крана-укосины к трубе.
Кольца жесткости приваривают к кожуху заранее на зем-
ле перед подъемом очередной царги. Необходимость ус-
тановки колец жесткости и их размер определяют рас-
четом.
Среди металлических дымовых труб значительную
группу составляют трубы в башнях, эксплуатирующие-
ся, в основном, на предприятиях энергетики и химии.
Как правило, ствол трубы изнашивается значительно
быстрее конструкций башни и, следовательно, должен
быть заменен.
Демонтаж кожуха трубы выполняют снизу вверх при
помощи центрального полиспаста, который увязывают
за специальную монтажную балку. Последнюю уклады-
вают на самой верхней отметке на горизонтальные свя-
зи башни.
Демонтаж ведут секциями высотой 12 м. Вначале де-
монтируют самую нижнюю секцию; ее опускают на зем-
лю, вытаскивают из-под башни и грузят на вагон. Затем
последовательно демонтируют все секции снизу вверх
(рис. 7.42).
Рис. 7.42. Схема демонтажа ствола трубы, смонтированного в башне: 1
— башня; 2 — труба; 3 — монтажная балка; 4 — прорезь в трубе для
укладки монтажной балки на горизонтальные связи башни; 5 — поли-
спаст; 6 — опускаемая очередная секция трубы
296
Повторный монтаж ствола выполняют в обратном порядке, т.к. существую-
щие конструкции башни позволяют монтировать трубу только методом подра-
щивания.
К трубе кожух подают секциями по 1,2 м. Каждую секцию сгружают краном
или полиспастом, увязанным за конструкции верха башни.
Секцию затаскивают под башню в центр и поднимают вверх при помощи
того же центрового полиспаста, которым выполняли демонтаж.
Верхнюю секцию кожуха трубы поднимают на самый верх в проектное по-
ложение и опирают на существующую площадку башни.
Аналогично поднимают вторую секцию кожуха, подращивают ее к первой и
состыковывают. Третью секцию кожуха состыковывают со второй и опирают на
очередную площадку башни. Таким образом, на каждую площадку башни опи-
рается только 12 м кожуха трубы, что соответствует проекту. Аналогично под-
нимая и подращивая каждую секцию кожуха, монтируют всю трубу.
При строительстве труб и башен монтаж конструкций башни и кожуха тру-
бы ведут одновременно обычным методом наращивания. После установки
очередной секции трубы монтируется очередная площадка вокруг трубы по-
чти впритык (зазор всего лишь 4 мм).
При ремонтах, когда меняется только труба, а площадки башни остаются,
протаскивать секцию трубы через отверстия существующих площадок не пред-
ставляется возможным. Труба имеет диаметр 3-5 м, а диаметр отверстия в
площадке всего лишь на 8 мм больше. Даже небольшая эллиптичность в трубе
уже не позволит протащить снизу вверх очередную секцию. Поэтому при из-
готовлении новых секций для ремонтируемой трубы их диаметр уменьшают
примерно на 200 мм.
Рассмотренными методами ведения работ при ремонтах металлических труб
их перечень не исчерпывается, однако авторы считают, что изложенный в дан-
ном разделе материал дает достаточный уровень знаний, позволяющих ориен-
тироваться в затронутой проблеме.
Согласно [7.14], наиболее компетентной организацией в области проведе-
ния ремонтов металлургических дымовых труб является ЗАО “Ремстройэнер-
го”, хотя ЗАО “Союзтехнострой” и “Техномонтаж” также обладают солидным
опытом в этой сфере деятельности. Среди более молодых фирм следует отме-
тить Инженерный центр АС “Теплострой”, ЗАО “Антикор”, “Теплохимэнер-
го”, “Уралспецэнергоремонт-Холдинг”, группу предприятий “Высотник”.
7.5.2. Повышение ресурса металлических дымовых труб.
Безопасность эксплуатации металлической дымовой трубы (ДТР) постепен-
но снижается вследствие коррозионного износа ее металлических конструк-
ций, приводящего к уменьшению толщины оболочек ствола и, следовательно,
297
— к снижению его прочности и появлению возможности разрушения ствола
при действии ветровой нагрузки [7.21].
Увеличить ресурс ДТР можно путем использования дополнительных эле-
ментов, обеспечивающих снижение эксплуатационных напряжений в оболоч-
ках ствола. Например, можно прикрепить к оболочке силовые элементы: про-
дольные (стрингеры) и, при необходимости, поперечные (шпангоуты), в ре-
зультате чего увеличивается площадь сечения оболочки, и снижаются эксплу-
атационные напряжения. Также можно установить дополнительные связи (ДС)
— опоры или оттяжки (опоры воспринимают сжимающие и растягивающие
усилия, оттяжки — растягивающие), при этом уменьшаются изгибающие мо-
менты в стволе ДТР и повышается частота его собственных колебаний, вслед-
ствие чего снижаются коэффициент динамичности и ветровая нагрузка.
Согласно [7.18], металлические газоотводящие стволы и дымовые трубы
имеют преимущества, которые ранее не были использованы. Толщина стенки
ствола металлической дымовой трубы составляет 8-10 мм. Поскольку ствол
трубы находится в контакте с агрессивными дымовыми газами, толщина несу-
щей стенки уменьшается, и дымовая труба приближается к критическому со-
стоянию. Зарубежные фирмы начали использовать многослойные конструк-
ции дымовых труб. Внутренний слой такой трубы — газоотводящий, и вы-
полняется из тонкого листа высоколегированной стали; наружный, несущий
ствол трубы изготовляется из более толстого листа менее дорогой стали. Меж-
трубный зазор заполняется минеральным утеплителем. Трубы получаются
более дешевыми, но и менее долговечными. Срок эксплуатации таких труб,
при работе котельной на природном газе, 15 лет.
Только на основании этих, самых последних, публикаций о металлических
дымовых трубах видно, что однозначных решений по этому виду сооружений
пока нет. Сюда следует добавить информацию, что в условиях работы дымо-
вых труб не достигаются желаемые результаты и при использовании титана
[7.18]. В этом плане следует обратить внимание на разработки по антикорро-
зионной защите металлических дымовых труб [7.17].
Антикоррозионная защита наружной поверхности металлических ды-
мовых труб. Наиболее распространенными видами коррозии, встречающи-
мися в металлических стенках дымовых труб, являются:
• общая коррозия;
• щелевая коррозия;
• контактная коррозия;
• микробиологическая коррозия;
• питтинговая (точечная) коррозия;
• коррозия блуждающими токами.
298
Анализ коррозионных разрушений стенок металлических труб свидетель-
ствует о том, что здесь преобладают следующие виды коррозии: общая, щеле-
вая, контактная, питтинговая и коррозия блуждающими токами.
Основное средство защиты газопроводов от коррозии — полимерные по-
крытия. Эффективность защиты зависит от правильного выбора защитных
полимерных материалов, которые для данного материала способны обеспе-
чить наиболее надежную и долговечную защиту.
Для успешной защиты металлов с помощью полимерных покрытий необхо-
димо выяснить причины, типы, условия и последствия коррозионных разру-
шений. Для общего представления о коррозии металлов следует рассмотреть
природу коррозионных процессов, условия их протекания, характер разруше-
ния металл, типы гальванических элементов.
Коррозия — физико-механическое воздействие металлов с окружающей сре-
дой вследствие их термодинамической неустойчивости в некоторых средах
при определенных внешних условиях. Этот процесс характеризуется тремя
основными стадиями:
- переносом реагирующих веществ к поверхности раздела фаз металл-ок-
ружающая среда;
- протеканием реакции на поверхности раздела металл-окружающая среда;
- отводом продуктов реакции.
Поэтому выбор антикоррозионного покрытия для защиты наружной повер-
хности дымовых труб основывался на этом анализе. Типы покрытий:
• атмосферостойкие;
• термостойкие;
• покрытия, стойкие к агрессивным средам;
• влагозащитные и т.д.
Под атмосферостойкостью подразумевается способность полимерной плен-
ки покрытия выдерживать воздействие климатических факторов (солнечная
радиация, тепло, холод, влага и др.) без существенного ухудшения декоратив-
ного вида и эксплуатационных характеристик. Изменения, происходящие в
пленке под воздействием атмосферных условий, обычно носят необратимый
характер и приводят к старению, которое выражается в уменьшении прочнос-
ти, эластичности, адгезии, массы и других параметров покрытия. Главными
факторами, вызывающими старение полимерного покрытия, являются солнеч-
ная радиация, влага, тепло, холод, кислород, озон.
Полимерные связующие антикоррозионных покрытий при действии высо-
ких температур на воздухе подвергаются термоокислительной деструкции, в
результате которой масса пленки уменьшается, охрупчивается, изменяет цвет,
что приводит к частичной или полной потере защитных свойств.
Для каждого класса полимеров характерен определенный температурный
предел, после которого полимерное вещество начинает разрушаться. Поэтому
299
под теплостойкостью подразумевается способность пленки полимерного по-
крытия после нагрева в течение определенного времени сохранять свои ос-
новные физико-механические и защитные свойства. В процессе эксплуатации
стенки дымовых труб подвергаются воздействию различных агрессивных ве-
ществ (кислоты, щелочи, соли и т.д.). Воздействие этих веществ на полимер-
ное покрытие может быть физическим или химическим. Физически агрессив-
ные вещества проникают в полимер в основном по механизму активирован-
ной диффузии, а также по механизму капиллярного течения при наличии в
пленке полимера микропор, капилляров и других дефектов.
Установлено, что скорость диффузии физически агрессивных веществ зави-
сит от структуры полимера и агрессивного вещества, гибкости цепей макро-
молекул полимера, физического состояния и степени его зашивки. Наличие
полярных групп увеличивает энергию когезии, что снижает подвижность мак-
ромолекул полимера, а следовательно, и проницаемость.
Влагозащитные свойства покрытия характеризуются его способностью за-
щищать поверхность газопровода от контакта с водой. Эффективность защи-
ты зависит от свойств самой пленки и от внешних условий. Внешние факто-
ры, определяющие скорость диффузии влаги в плену и прохождение ее через
пленку, зависят от температуры и относительной влажности воздуха. С увели-
чением влажности воздуха количество влаги, адсорбированной телом пленки,
постепенно увеличивается. Повышенная температура резко ускоряет процес-
сы диффузии влаги.
Для защиты таких металлических конструкций рекомендуем использовать
полимерную эпоксидную антикоррозионную декоративную композицию мар-
ки АП-1 (ТУ 2257-172-05789904-2003). Она представляет собой толстослой-
ное полимерное покрытие (0,8-1,0 мм), которое состоит из двухкомпонентно-
го грунта (праймера) и двухкомпонентного основного состава (эмали).
Покрытие предназначено для наружной антикоррозионной защиты метал-
лических труб и трубопроводов в заводских (базовых) и полевых условиях,
стальных резервуаров для хранения воды, нефти и нефтепродуктов (мазута) и
других инженерно-технических сооружений из стали (колонн, градирен и др.).
Покрытие устойчиво в атмосферных и влажных условиях при наличии паров
воды и водных растворов неорганических кислот низкой концентрации (до
40 %), щелочей (до 40 %) и солей при рабочих температурах от -60 °C до
+100 °C.
Особенностью покрытия является возможность нанесения каждого его со-
става на влажную защищаемую поверхность объектов.
АП-1 разработан на основе эпоксиуретановых композиций и является новой
модификацией противокоррозионных покрытий, выпускаемых нашей органи-
зацией совместно с ОАО «НПО Стеклопластик». Отличительными особенно-
стями антикоррозионного покрытия АП-1 являются:
300
1. Температура эксплуатации покрытия от -60 °C до +100 °C.
2. Возможность нанесения покрытия при относительной влажности воздуха
до 100%.
3. Возможность ручного нанесения (кистью, валиком, шпателем) при неболь-
ших объемах восстановления изоляции, в частности, при выборочных ремон-
тах дымовых труб.
4. Простое, надежное и дешевое оборудование отечественного производства
для нанесения покрытия при больших объемах ремонта.
5. Отсутствие усадки.
6. Химическая стойкость покрытия в «сырой» нефти, нефтепродуктах, сме-
сях, содержащих сероводород.
7. Экономичность. Возможность регулировать величину ударной прочности
в зависимости от назначения покрытия путем изменения толщины покрытия
и, следовательно, его расход.
8. Простота совмещения АП-1 со «старыми» антикоррозионными покрыти-
ями.
9. Ремонтопригодность покрытия АП-1. При повреждении покрытия в ходе
транспортировки и разгрузки защищенных изделий поврежденное место лег-
ко восстанавливается.
10. Расход АП-1 — в среднем 1 кг на 1 м2.
11. Срок службы покрытия АП-1 — не менее 15 лет.
Для усиления ударной прочности покрытия АП-1 применяется армирование
стеклосеткой. Сравнительные характеристики эпоксиуретанового покрытия
АП-1 и других покрытий приведены в табл. 7.9.
Наиболее важным показателем для определения срока службы покрытия
является водопоглощение при различных температурах.
Таблица 7.9
Физико-механические характеристики покрытия АП-1
и других покрытий в исходном состоянии
Физико-механические показатели «FRUCS» Фирма «Каваками ТОРЕ» (Япония) БИУРС ЗАО «Порсил ЛТД» (Россия) Покрытие на основе полимочевины (Бельгия) АП-1 (Россия)
Ударная прочность, Дж >20 15-24 >15 10/15*
Адгезия при отрыве, МПа 15 7 >7,5 12-15
Стойкость к катодному отслаиванию, см2 1,1-2,5 4 — о,з
Переходное сопротивление, Омм2 1,5 107 107 — 3,710s
Водопоглощение пленки, % 1,28 4 3 0,35
Прочность при разрыве, МПа 16,0 15,0 5,4 19,0
Примечание. Приведенные результаты получены при испытании в ОАО «НПО Стеклопластик», после термообработки при температуре 50 °C в течение 24 ч.
301
Таблица 7.10
Водопоглощение покрытия АП-1 (по данным Челябинского отделения
ИТЦ ООО «Уралтрансгаз»)
Температура, °C Водопоглощение (%) после выдержки в течение, ч
24 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
20 1,1 1,6 2,3 2,8 3,1 3,3 3,4 3,6 3,6 3,7 3,8
60 3,2 3,4 3,2 3,2 3,1 3,о 3,о 3,1 3,4 3,4 3,2
80 3,2 3,2 3,2 3,1 3,2 3,1 2,6 2,4 1,9 1,2 1,1
Таблица 7.11
Водопоглощение покрытия АП-1 (по данным ОАО «НПО Стеклопластик»)
Температура, °C Водопоглощение (%) после выдержки в течение, ч
24 720 1000 1440 2160
АП-1 20 0,63 3,33 — 3,90 4,28
АП-1 скор. стр. 20 0,35 — 2,3 — —
В процессе разработки и испытаний покрытия АП-1 контроль на соответ-
ствие ГОСТ Р 51164-98 проводился ООО «ВНИИГАЗ» и Челябинского отде-
ления НТЦ ООО «Уралтрансгаз». Результаты испытаний покрытия АП-1 в
условиях Челябинского отделения НТЦ ООО «Уралтрансгаз» в 2003 г. и в ус-
ловиях НПК «Композит» ОАО «НПО Стеклопластик» представлены в табл. 7.10
и 7.11.
Данные таблицы показывают, что во времени водопоглощение покрытия АП-
1 в условиях обоих испытательных центров одинаковы. Кроме того, водопог-
лощение при повышенных температурах 60 и 80 °C после выдержки в течение
400 ч имеет одинаковое значение водопоглощения с измеренным при 20 °C, а
затем становится ниже.
Вода и водные растворы неорганических солей выступают в роли химичес-
ки агрессивных сред по отношению к полимерным покрытиям подземных тру-
бопроводов. При изучении химической стойкости полимерных материалов и
защитных свойств покрытий на их основе определяют массу агрессивной жид-
кости, проникающей в полимер по привесу. Для расчета долговечности по-
крытия АП-1 в качестве критерия оценки использован показатель водопогло-
щения за различный период воздействия воды. В соответствии с ГОСТ 12020—
72 (стандарт СЭВ 428-77) «Пластмассы. Методы определения стойкости к
действию химических сред» и ГОСТ Р51164—98 «Трубопроводы стальные ма-
гистральные. Общие требования к защите от коррозии» за долговечность по-
крытия принимается период времени, за который прогнозируемое водопогло-
щение пленки достигнет 5 %. График, построенный по данным табл. 7.11 для
АП-1 скорректированной структуры, показывает, что прогнозируемый срок
этого покрытия с учетом 5-процентного запаса функциональности составляет
42 года [7.17].
302
Технологические испытания АП-1 проводились на объектах ООО «Уралт-
рансгаз» в заводских (базовых) условиях на ООО «Копейский завод изоляции
труб» (шаровые краны, соединительные детали и трубы), а также в трассовых
условиях на работающих выкидных шлейфах КС-17 Карталинского ЛПУ. Изо-
лировались также трубы с армированием стеклосеткой для прокладки подзем-
ных переходов методом продавливания. АП-1 применяется также на объектах
ООО «Баштрансгаз», ООО «Томсктрансгаз», ООО «Сургутгазпром» и ООО
«Лукойл-Пермнефть», НК «Лукойл».
Антикоррозионная защита внутренней поверхности металлических
дымовых труб [7.17]. Для защиты внутренней поверхности металлических
дымовых труб рекомендуется использовать полимерные материалы ГЭК-1 и
ПЭК-1. При этом зачистка металлической поверхности производится до сте-
пени не ниже Sa2 по стандарту ISO 8501 (SIS-055900-1967). Шероховатость
поверхности металла Rz = 50-100 мкм (см. разд.7.4.6).
7.6. Список литературы к главе 7
7.1. СО 34.04.181-2003. Правила организации технического обслуживания и ремонта
оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. — М.: РАО «ЕЭС Рос-
сии»; ЦКБ «Энергоремонт», 2004. — 446 с.
7.2. Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, автоматизация и экология:
Труды Международного конгресса. — М.: Теплотехник, 2004. — 279 с.
7.3. Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, автоматизация и экология:
Труды II Международного конгресса / Под ред. В.Г. Лисиенко. — Екатеринбург: Ураль-
ский университет; Инженерная мысль, 2006. — 316 с.
7.4. ОСТ 34-38-447-78. Система технического обслуживания и ремонта электростан-
ций. Номенклатура и комплектность нормативно-технических конструкций ремонт-
ных документов. — М.: СПО Союзтехэнерго, 1979. — 8 с.
7.5. МУ 34-00-094—85. Методические указания по разработке норм расхода материа-
лов на ремонтно-эксплуатационные нужды в энергетике. — М.: СПО Союзтехэнерго.
1985,—49 с.
7.6. СО 34.20.608-2003. Методические указания. Проект производства работ для ремонта
энергетического оборудования электростанций. Требование к составу, содержанию и
оформлению. — М.: РАО «ЕЭС России»; ЦКБ «Энергоремонт», 2004. — 27 с.
7.7. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промышленные дымовые и вен-
тиляционные трубы: Справочное издание / Под ред. Ф.П. Дужих. — М.: Теплотех-
ник, 2004. — 464 с.
7.8. Осоловский В.П. О состоянии дымовых труб на предприятиях энергетического
комплекса России. Пути продления срока их службы / Пече-трубостроение: тепловые
режимы, конструкции, автоматизация и экология: Труды II Международного конгрес-
са. — Екатеринбург: Уральский университет; Инженерная мысль, 2006. С. 45-48.
7.9. Елыиин А., Лужков В., Асташкин В. Современные способы реконструкции ды-
мовых труб и газоходов / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, авто-
303
матизация и экология: Труды II Международного конгресса. — Екатеринбург: Ураль-
ский университет; Инженерная мысль, 2006. С. 149-151.
7.10. Сырых В.А., Губайдуллин Р.Г., Губайдуллин М.Р. О перспективе развития тру-
бостроения в России / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, автома-
тизация и экология: Труды И Международного конгресса. — Екатеринбург: Уральс-
кий университет; Инженерная мысль, 2006. С. 113-114.
7.11. Лужков В.А. Обзор зарубежного опыта: развитие и перспективные конструктив-
ные решения футеровок бетонных дымовых труб // Электрические станции. 2002. С. 68-
69.
7.12. СП 13-101-99. Правила надзора, обследования, проведения технического обслу-
живания и ремонта промышленных дымовых и вентиляционных труб. — М.: Гос-
строй России; ГУП ЦПП. 1999. — 22 с.
7.13. Захаров И.В. Ремонт газоходов и дымовых труб электростанций. — М.: Энерго-
атомиздат, 1991. — 112 с.
7.14. Дымовые трубы. Справочное издание / Под ред. МЛ. Ижорина. — М.: Тепло-
техник, 2004. — 496 с.
7.15. Крайнев В.К., Шамко В.Н., Дужих Ф.П. Повышение надежности дымовых труб
способом восстановления тепловой изоляции // Новое в Российской электроэнергети-
ке. 2001. №9.
7.16. Дужих Ф.П., Лазутин Н.В. Методика тепловизионного обследования дымовых
труб. Техническое перевооружение и ремонт энергетических объемов. — М.: ИПК
госслужащих, 2002.
~l .VI. Косолапов А.Ф. Новые полимерные материалы для антикоррозионной защиты
дымовых труб / Пече-трубостроение: тепловые режимы, конструкции, автоматизация
и экология: Труды II Международного конгресса. — Екатеринбург: Уральский уни-
верситет; Инженерная мысль, 2006. С. 207-219.
7.18. Хожаев С.М. Технология возведения и ремонта промышленных дымовых труб
// Безопасность труда в промышленности. 2005. № 10. С. 56-58.
7.19. Субботин Е.В., Лужков В.А., Пазущан В.А. и др. Учет градиента статических
давлений внутри и снаружи дымовых труб при оценке причин их разрушения // Безо-
пасность труда в промышленности. 2006. № 6. С. 31-32.
7.20. Асташкин В.М., Пазущан В.А., Субботин Е.В. Усиление железобетонных ды-
мовых труб обоймой с разделительным слоем между обоймой и стволом трубы // Бе-
зопасность труда в промышленности. 2006. № 2. С. 13-15.
7.21. Сатьянов В.Г, Хапонен Н.А., Пилипенко П.Б. и др. Увеличение ресурса метал-
лической дымовой трубы / Безопасность труда в промышленности. 2007. № 2. С. 37-
42.
304
Глава 8.
КОНСЕРВАЦИЯ ГАЗООТВОДЯЩИХ ДЫМОВЫХ ТРУБ
До последнего времени практический опыт консервации газоотводящих труб
крайне незначителен, а проведенные обследования труб, выведенных из эксп-
луатации свидетельствуют, в ряде случаев, о наличии в трубах более интен-
сивных процессов коррозии футеровок, бетона, арматуры по сравнению с пе-
риодом, когда они находились в эксплуатации. Так, например, на Новочебок-
сарской ТЭЦ-3 через 4 года после вывода железобетонной трубы высотой 150 м
из эксплуатации произошло обрушение футеровки не имевшей до вывода из
работы существенных повреждений. При обследовании трубы после обруше-
ния футеровки было выявлено коррозионное разрушение железобетонных кон-
солей, сернокислотная коррозия и потеря прочности бетона ствола с внутрен-
ней и наружной стороны. Для предотвращения самопроизвольного обруше-
ния ствола трубы ствол был демонтирован до отметки 120 м, разобраны ос-
татки футеровки, выполнено восстановление бетона изнутри и снаружи ос-
тавшейся части ствола трубы [8.1].
В 2002 г. при обследовании дымовой трубы № 1 высотой 180 м Волгодонс-
кой ТЭЦ-2, введенной в эксплуатацию в 1977 г., а в 1996 г. выведенной из ра-
боты в связи с переключением котлов на трубу № 2, было обращено внимание
на деформацию трех верхних звеньев кирпичной футеровки локальными вы-
пуклостями с выходом из плоскости кладки до 500 мм площадью 5-8 м и опо-
ясывающими выпуклостями с выходом из плоскости кладки на такие же вели-
чины.
По данным видеосъемки футеровки, проведенной в 1996 г., такие наруше-
ния футеровки отсутствовали.
В 2003 г. верхнее звено футеровки частично обрушилось и в аварийном со-
стоянии оказалась футеровка выше отм. 60 м до самого верха трубы из-за де-
формации в виде выпуклостей до 500 мм и более в 10 верхних звеньях футе-
ровки.
Причиной разрушения футеровки в трубе Волгодонской ТЭЦ-2 и футеровки
и бетона ствола трубы Новочебоксарской ТЭЦ-3 была сульфатная и сернокис-
лотная коррозия конструкций труб под воздействием атмосферных осадков,
так как до вывода труб из рабочего состояния они с начала эксплуатации об-
служивали котлы, работавшие на сернистых мазутах.
На ТЭЦ-11 Мосэнерго защитный слой железобетонной дымовой трубы вы-
сотой 100м, выведенной из эксплуатации в 1999 г., к 2002 г. начал обрушаться
крупными лещадками по всей высоте дымовой трубы из-за отторжения его
корродирующей арматурой. До вывода трубы из эксплуатации повреждения
защитного слоя за 52 года эксплуатации трубы были незначительными.
305
Четыре железобетонные дымовые трубы высотой 120 м на Щекинской ГРЭС,
выведенные из эксплуатации в 80-х годах, к 2000 г. оказались без лестниц и
светофорных площадок, а бетон верхней части стволов труб начал обрушать-
ся из-за коррозии бетона и арматуры.
Особенно опасными являются локальные и опоясывающие по периметру
повреждения стволов кирпичных и железобетонных труб, в местах перемены
сечения стенки кирпичных труб и швах бетонирования железобетонных труб.
Без осуществления защитных мероприятий трубы, выведенной из эксплуа-
тации, как показывают вышеприведенные примеры, могут оказаться неремон-
топригодными и аварийными.
Требования по консервации труб после их отключения впервые регламенти-
рованы в «Правилах безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляци-
онных промышленных труб» [8.2].
При остановке обслуживаемых технологических агрегатов на срок более 6
мес. в соответствии с п. 16 разд. 1 Правил должны быть выполнены работы по
консервации обслуживающих труб.
Содержание и объем работ по консервации труб зависят от конструктивных
особенностей труб, срока и условий, в которых происходила их эксплуатации, ‘Л
характера и объема дефектов и повреждений к моменту консервации труб, а
также причин вывода труб из эксплуатации, которые условно можно подраз-
делить на 3 группы:
• временно, более 6 мес. но не более года;
• на длительный, более года до 5 лет и более из-за переключения котлов или
теплосиловых установок на другие трубы, или их отключения по причине де-
монтажа оборудования, выработавшего ресурс, или отсутствия потребителя
теплоэнергии;
• для последующего демонтажа трубы, проведени^которого отложено на
неопределенный срок по разного рода причинам.
Консервации также подлежат вновь возведенные или незаконченные строи-
тельством трубы на объектах, где задерживается ввод теплового оборудования
или установок, для которых возводилась газоотводная труба.
Мероприятиям по консервации труб должно предшествовать обследование
состояния трубы, установление объема повреждений ствола и футеровки тру-
бы и ремонтом трубы по результатам обследования.
Если газоотводящая труба подлежит консервации до 1 года, то выполняется
ремонт футеровки трубы и газоходов, чтобы исключить останов трубы для
ремонта футеровки после включения ее в работу.
В случае вывода трубы из эксплуатации до 5 лет помимо ремонта футеровки
выполняется ремонт ствола трубы, металлоконструкций лестницы, светофор-
ных площадок, молниезащиты, антикоррозионная защита металлоконструк-
ций.
306
В случае вывода труб под демонтаж, с неопределенным сроком демонтажа,
выполняется только ремонт ствола трубы, металлоконструкций лестницы и
светофорных площадок.
Технические мероприятия, непосредственно относящиеся к консервации
газоотводящих труб, в зависимости от причин вывода труб из эксплуатации,
максимальный объем имеют для труб второй группы, которые заключаются в
следующем:
1) очистка поверхности футеровки от золы и продуктов коррозии и нанесе-
ние антикоррозионного гидроизолирующего покрытия из полимерных мате-
риалов (литурен и т.п.) при работе теплоагрегатов на сернистом топливе;
2) закрытие до 80 % выходных вентиляционных отверстий задвижками в
случае труб с вентилируемым зазором, отключение системы принудительной
вентиляции с подогревом;
3) устройство металлического перекрытия устья трубы;
4) заделка проемов для ввода газоходов или уплотнение шиберов и взрыв-
ных клапанов в газоходах;
5) устройство проема для вентиляции газоотводящего тракта трубы на от-
метке ввода газоходов;
6) защита наружной поверхности ствола трубы гидрофобным покрытием.
Для газоотводящих труб, подлежащих демонтажу, обязательными меропри-
ятиями по консервации являются:
1) демонтаж чугунного оголовка трубы для предотвращения его самопроиз-
вольного обрушения;
2) защита наружной поверхности ствола трубы гидрофобным покрытием;
3) заделка проемов для ввода газоходов, для исключения выброса материа-
лов разрушения футеровки через проемы на территорию возле трубы.
На газоотводящих трубах, не введенных в эксплуатацию, обязательна уста-
новка перекрытия устья трубы и заделка проемов для газоходов металличес-
кими или деревянными щитами.
Консервация труб должна выполняться по проекту, разработанному специа-
лизированной организацией, имеющей лицензию на соответствующий вид
деятельности.
Наблюдения за состоянием труб, осмотры и обследования, измерения осад-
ки и крена труб, находящихся в консервации, выполняются в том же объеме и
в те же сроки, что и труб, находящихся в эксплуатации.
Маркировка труб, антикоррозионная защита металлоконструкций лестниц,
светофорных площадок, молниезащиты должны поддерживаться в исправном
состоянии.
Расконсервации трубы должно предшествовать обследование ее состояния
и ремонт трубы по устранению выявленных повреждений.
307
Список литературы к главе 8
8.1. Дужих Ф.П., Осоловский В.П., Ладыгичев М.Г. Промышленные дымовые и вен-
тиляционные трубы: Справочное издание / Под ред. Ф.П. Дужих. — М.: Теплотех-
ник, 2004. — 464 с.
8.2. ПБ 03-445-02. Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляцион-
ных промышленных труб.
308
Глава 9.
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ ТРУБЫ
АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
9.1. Общие положения
На АЭС одним из источников радиоактивных газоаэрозольных выбросов в
атмосферу являются вентиляционные трубы. По абсолютной величине выб-
росы из вентиляционных труб при нормальной работе АЭС незначительны,
но, тем не менее, должно быть обеспечено максимально эффективное рассеи-
вание их в атмосфере с тем, чтобы приземные концентрации этих выбросов
были минимальными.
Высота вентиляционных труб принимается не менее 100 м, чтобы умень-
шить вероятность попадания выбросов в зону аэродинамической тени, обра-
зующейся при обтекании главного корпуса АЭС ветровым потоком, и не более
150 м — для ограничения зоны рассеивания выбрасываемых радиоактивных
веществ и ограничения площади отчуждаемых под санитарно-защитные зоны
земель.
В зависимости от высоты центральной вентиляционной трубы АЭС размер
санитарно-защитной зоны определяется по формуле:
R = dH, (9.1)
где R — расстояние от источника выброса до внешней границы санитарно-
защитной зоны, м; Н — высота трубы, м; d — безразмерный параметр, кото-
рый зависит от высоты трубы, количества выбрасываемого воздуха, метеоро-
логических и других условий Параметр d определяется по графику (рис. 9.1) в
зависимости от v , м/с:
м’
им=0,65^СДГ///,
где V— секундный объем выбрасываемой из вен-
тиляционной трубы смеси, м3/с; АГ — разность
температур выбрасываемой смеси и атмосферно-
го воздуха, К.
В соответствии с [9.1] скорость выбрасываемо-
го воздуха в устье вентиляционных труб рекомен-
дуется принимать не менее 10 м/с, и, кроме того,
она должна в 1,5-2 раза превышать скорость вет-
ра на той же высоте. Это превышение должно со-
ставлять не менее 2,4 раза с тем, чтобы не проис-
Рис. 9.1. Зависимость коэффици-
ента d от V
м
309
ходило самоокутывания вентиляционных труб, называемого в некоторых ис-
точниках [9.2] эффектом «обратной тяги», когда газовый поток, выходящий из
трубы с малой скоростью, втягивается в зону пониженного давления, образу-
ющуюся с подветренной стороны вентиляционной трубы. Такое опускание га-
зоаэрозольных выбросов может привести к ухудшению радиационной обста-
новки на промплощадке.
Вентиляционные выбросы рекомендуется сосредоточивать на возможно мень-
шем числе труб, не устанавливать на трубах зонты. На АЭС осуществляется
непрерывный контроль выброса вентиляционного воздуха, загрязненного ра-
диоактивными веществами. Среднесуточный и среднемесячный допустимый
выброс радиоактивных газов и аэрозолей в атмосферу, основанный на опыте
эксплуатации действующих АЭС, установлен санитарными правилами проек-
тирования и эксплуатации атомных электростанций (табл. 9.1, 9.2) [9.3].
В случае выбросов радиоактивных изотопов с вентиляционным воздухом из
низких труб во избежание попадания примеси в зону аэродинамической тени
за зданиями такие выбросы рекомендуется производить на высоте Н, превы-
шающей в 2,5-3 раза высоту прилегающих к точке выброса зданий в радиусе
4-5 Н. Расстояние между зданиями должно быть 6-8-кратным высоте впереди
стоящего здания.
При наличии градирен необходимо располагать вентиляционные трубы с
наветренной стороны по отношению к градирням.
Вентиляционный воздух для вентиляции помещений АЭС поступает из спе-
циальных приточных камер, располагаемых в зоне свободного режима или на
границе зон свободного и строгого режимов.
Требованиями к вентиляции и газоочистке предусмотрено, что должна быть
исключена возможность попадания воздуха, выбрасываемого из вентиляци-
онных труб и технологических выхлопных устройств, в заборные устройства
приточных вентиляционных систем при всех режимах работы АЭС.
Таблица 9.1
Среднесуточный допустимый выброс
Нуклиды ЮОО-гбООО МВт (э), Ки Сут1000 МВт (э) N> 6000 МВт (э), Ки СутТУдэс
ИРГ (любая смесь) I (газовая + аэрозольная фазы) Смесь долгоживущих нуклидов Смесь короткоживущих нуклидов Примечания. 1. Под термином Г — изотопов аргона, криптона и ксенс радионуклидов, превышающий в 5 ра выброс при условии, что суммарный расчетного значения. 500 0,01 0,015 0,2 РГ понимается любая смесь ю на. 2. Допускается однократнь в приведенный в табл. 9.1 сред выброс за один квартал не пре 3000 0,06 0,09 1,2 тертных радиоактивных газов 1й (или суточный) выброс несуточный допустимый зысит соответствующего
310
Таблица 16.2
Среднесуточный допустимый выброс
Выброс Радионуклид
’°Sr 89Sr l37Cs 60Со 54Мп 51Сг
N= ЮООч-бООО МВт, Ки мес-1000 МВт N > 6000 МВт. Ки мес^Аэс Примечания. 1. Привел м и равномерной розе ветров 2. Среднемесячное значение условии, что не будет превы 1,5 9 енные значег . При ОТКЛОР выброса в ис шен годовой 15 90 1ИЯ допустим ении от этих ключительн предел выбр 15 90 ого сброса о условий нес дх случаях м оса. 15 90 ТНОСЯТСЯ к вь бходимо вво ожет быть и 15 90 гсоте трубы дить поправг гевышено в 5 15 90 эт 80 до 150 си. раз при
9.2. Компоновочно-конструктивные решения
по вентиляционным трубам АЭС
Компоновочно-конструктивные решения по вентиляционным трубам в зна-
чительной степени предопределяются компоновками атомных электростанций,
которые по мере отработки основных технологических процессов, совершен-
ствования основного и вспомогательного оборудования, накопления опыта
строительства и эксплуатации развивались в направлении максимального бло-
кирования производственно-вспомогательных зданий и сооружений электро-
станции.
Можно выделить два варианта размещения вентиляционных труб АЭС: вне
главного корпуса и на реакторном отделении.
Первый вариант характерен для более ранних проектов АЭС, на которых
главный корпус выполнялся из нескольких различных объемов, и за его преде-
лы выносился ряд вспомогательных систем, в том числе установки по подав-
лению активности неконденсирующихся газов. В качестве примера такого ре-
шения можно указать первую очередь Курской АЭС с реактором РБМК-1000.
Примером второго варианта может служить первая очередь Смоленской АЭС
также с реакторами РБМК-1000. Главный корпус этой электростанции выпол-
нен в виде единого объема, и в реакторное отделение внесены насосная стан-
ция и выпарная установка хранилища жидких отходов, а также УПАК, разме-
щенная непосредственно под кровлей центрального пролета. Такое решение
позволило исключить внешние вентиляционные коммуникации и расположить
вентиляционную трубу на кровле реакторного отделения непосредственно над
общественными вентиляционными системами и установками очистки возду-
ха и газов.
Технологические условия работы системы вентиляции АЭС и компоновоч-
ные решения предопределяют конструкцию вентиляционных труб. Располо-
311
женные вне главного корпуса вентиляционные трубы выполнялись преиму-
щественно одноствольными железобетонными. Вентиляционные трубы, раз-
мещаемые на реакторном отделении, выполняются стальными одноствольны-
ми, типа «труба в трубе» или многоствольными.
Остановимся на компоновочно-конструктивных решениях вентиляционных
труб АЭС с основными типами энергетических реакторов ВВЭР-440, ВВЭР-
1000 и РБМК-1000.
Приближение АЭС к густонаселенным промышленным районам и увеличе-
ние их числа повышают требования к радиационной безопасности атомных
электростанций. Для удовлетворения этих требований в современных проек-
тах АЭС с реакторами типа ВВЭР ядерная паропроизводящая установка и все
системы ее аварийного расхолаживания располагаются под защитной железо-
бетонной оболочкой.
В проекте для АЭС с реактором ВВЭР-440 реакторное отделение состоит из
цилиндрической защитной железобетонной оболочки с полусферическим ку-
полом и кольцевой многоэтажной обстройкой. Стальная вентиляционная тру-
ба установлена на верхней отметке (69,7 м) купола. Воздух подводится к вен-
тиляционной трубе по железобетонным воздуховодам, идущим по крыше об-
стройки и поверхности купола до основания трубы.
Для моноблока ВВЭР-1000 разработаны стальные унифицированные венти-
ляционные трубы типа «труба в трубе» с отметкой 100, 120 и 150 м, установ-
ленные на крыше обстройки реакторного отделения, на отметке 47,4 м (рис. 9.2).
Трубы предназначены для выброса в атмосферу технологических сдувок и
воздуха из помещений обстройки и оболочки реакторного отделения. Внут-
ренний ствол (№ 1) трубы имеет диаметр
1,6 м, наружный ствол (№ 2) — 3 м. По про-
екту ствол № 1 предусматривается эксплуа-
тировать постоянно, без перерыва, в тече-
ние всего срока службы АЭС. Ствол № 2
должен эксплуатироваться периодически, в
среднем 1 мес. в году, во время перегрузки
топлива и приуроченного к ней ремонта обо-
рудования, а также в послеаварийный пери-
од. Основное технологическое требование
к вентиляционным трубам — обеспечить
безремонтную эксплуатацию ствола № 1 в
течение всего срока службы АЭС (30 лет).
Рис. 9.2. Вентиляционная труба моноблока с реактора-
ми ВВЭР-1000: 1 — внутренний ствол; 2 — наружный
ствол; 3 — турбулизаторы
312
Загрязнение выбрасываемого из вентиляционных труб воздуха коррозион-
но-активными изотопами незначительно ввиду их малого массового содержа-
ния. Однако, учитывая особые требования к коррозионной стойкости соору-
жения, а также невозможность восстановления в процессе эксплуатации за-
щитной окраски внутренней трубы и внутренней поверхности наружной тру-
бы, для этих труб приняли низколегированную сталь 15ХСНД повышенной
коррозионной стойкости. Толщина стенки внутреннего ствола 4 мм, наружно-
го ствола 10-16 мм.
Все поверхности внутренней и наружной труб, а также остальные элементы
конструкции покрываются двумя слоями эмали ПФ-115 или эмали ПФ-133 по
грунту ГФ-020. Восстановление окраски внутренних поверхностей труб не
предусматривается. Окраска внешней поверхности выполняется с учетом тре-
бований аэрофлота и периодически восстанавливается.
Прочностные расчеты трубы выполнены с учетом пространственной рабо-
ты конструкции и динамического воздействия скоростного напора ветра. Лес-
тницы, площадки, ограждения выполняются из стали ВСтЗкп2. Общий расход
стали на трубы с отметкой верха 100, 120 и 150 м составляет около 76, 114 и
209 т соответственно (удельный расход 1,44; 1,56 и 2,03 т/м). Наружная труба
является несущей конструкцией, внутренняя труба подвешена к наружной и
испытывает нагрузки только от собственного веса. Основание трубы опирает-
ся на железобетонную плиту — покрытие обстройки на отметке 47,4 м. Для
устранения поперечных колебаний трубы при скоростях ветра, близких к кри-
тической (явление резонанса), на верхней части трубы предусмотрены гасите-
ли колебаний — турбулизаторы. Турбулизатор представляет собой три спира-
ли из стальных полос шириной 300 мм, опоясывающих верхнюю часть трубы.
Вход воздуха в трубу осуществляется из напорной камеры, которая пред-
ставляет собой помещение, относящееся к классу необслуживаемых. С одной
стороны сюда вводятся воздуховоды, с другой расположен вход в трубу. На-
порная камера имеет дверь в коридор обстройки, которая должна закрываться
герметично.
В номинальном режиме работы скорость воздуха в стволе № 1 составляет
12,5 м/с, а температура 25-35 °C. В режиме ведения ремонтных работ, связан-
Рис. 9.3. Изменение форм-параметра относительного
и статического давления по высоте газоотводящего
ствола №1
313
ном с перегрузкой топлива и выемкой ВКУ, расчетная скорость воздуха в ство-
ле № 1 равна 15,3 м/с, а температура 18-30 °C; в стволе № 2 — 16,6 м/с и 15-
30 °C соответственно. В послеаварийном режиме ствол № 2 работает при рас-
четной скорости воздуха в нем 4,4 м/с и температуре 10-30 °C (во всех случа-
ях меньшее значение температуры воздуха относится к зимнему периоду, а
большее — к летнему).
График форм-параметра газоотводящего ствола № 1 показан на рис. 9.3.
Проведенные аэродинамические расчеты рассмотренной трубы показали, что
практически при всех режимах работы в стволах будет существовать избыточ-
ное статическое давление, поэтому в соответствии с материалами, изложен-
ными в кн. 1, гл. 4, необходимо уделить особое внимание герметичности мест
стыковки трубы с напорной камерой и герметичности самой камеры. Для со-
здания разрежения по всей высоте газоотводящего ствола на выходе его сле-
дует установить диффузор высотой 3,2 м и выходным диаметром 2,04 м.
Во время натурных исследований, проведенных на одной из АЭС МЭИ экс-
плуатационным персоналом электростанции (при неработающем реакторе),
было подтверждено существование избыточного статического давления внут-
ри газоотводящего ствола по отношению к окружающей атмосфере.
На первой очереди Смоленской АЭС с реактором РБМК-1000 вентиляцион-
ная труба (вытяжная башня) выполнена в виде решетчатой восьмигранной в
плане конструкции с расположенным в ней газоотводящим стволом (рис. 9.4).
24000
Конструкция предусматривает возможность свобод-
ных взаимных перемещений газоотводящего ствола и
башни в вертикальном направлении при их различных
температурных деформациях.
Газоотводящий ствол представляет собой тонкостен-
ную 8 = 5 мм цилиндрическую оболочку 09 м, подкреп-
ленную кольцевыми ребрами жесткости. Для передачи
горизонтальных (ветровых) нагрузок от газоотводяще-
го ствола на башню и обеспечения ее пространственной
жесткости на башне предусмотрены диафрагмы-площад-
ки на отметках 135,00; 123,00; 110,00; 99,00 и 85,00 м.
Вертикальная нагрузка от газоотводящего ствола пере-
дается на опорную площадку башни на отметке 147,00
м. Пояса и элементы решетки башни выполнены из труб,
диафрагмы-площадки из труб и профилированного про-
ката. Для обслуживания башни предусмотрена верти-
кальная лестница с переходами на площадках, выпол-
Рис. 9.4. Вентиляционная труба АЭС с реактором РБМК-1000; 7 —ре-
шетчатая башня; 2 — газоотводящий ствол
314
ненными через 12 м по высоте. Газоотводящий ствол запроектирован из не-
ржавеющей стали 08Х22Н6Т с ребрами из стали ВСтЗГпсб-1. Элементы баш-
ни выполнены из сталей ВСтЗГпс5, ВСтЗпсб, 20.
Антикоррозионное покрытие металлоконструкций вытяжной башни выпол-
нялось химически стойким покрытием в соответствии со СНиП 11-28-73 «За-
щита строительных конструкций от коррозии. Нормы проектирования». В
настоящее время действует СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конст-
рукций от коррозии».
9.3. Особенности рассеивания в атмосфере газоаэрозольных
выбросов АЭС
Можно отметить следующие особенности выбросов из вентиляционных труб
АЭС по сравнению с выбросами из дымовых труб ТЭС.
Во-первых, вентиляционные выбросы слабо перегреты по отношению к ок-
ружающему воздуху, поэтому подъем факела над устьем вентиляционных труб
определяется преимущественно соотношением динамических напоров струи
и ветра и обычно невелик.
Во-вторых, из-за ограничений, накладываемых на высоту вентиляционных
труб (прежде всего размерами санитарно-защитной зоны АЭС), на рассеива-
ние выбросов из них могут оказывать влияние возмущения, возникающие в
потоке ветра при обтекании им главного корпуса АЭС и распространяющиеся
на высоту, близкую или превышающую высоту вентиляционной трубы.
Рис. 9.5. Схемы потоков вблизи прямоугольного здания. Вверху: 1 — первичный поток; II — зона
смещения; III — аэродинамическая тень; /И — след. Внизу: 7-5 — профили скорости ветра в про-
дольном направлении
315
В-третьих, из-за меньшей скорости газов в устье более вероятно самоокуты-
вание вентиляционных труб и образование так называемой «флагообразной»
струи, что ухудшает рассеивание вентиляционных выбросов.
Указанные особенности делают необходимым рассмотрение рассеивания
вентиляционных выбросов АЭС с учетом влияния главного корпуса и промп-
лощадки в целом.
Общее качественное представление об аэродинамически искаженных полях
ветрового потока при обтекании одиночного прямоугольного здания дает
рис. 9.5.
Область аэродинамического искажения имеет три зоны: зону смещения, зону
следа и зону тени (зону завихрения). Образование первой из этих зон связано
со смещением потока воздуха при обтекании здания. Образование зон следа и
тени является результатом аэродинамического явления отделения потока, ког-
да в пограничном слое жидкость, которая первоначально двигалась параллельно
твердой поверхности внезапно покидает поверхность и движется внутрь поля
потока. Границу следа трудно определить точно, так как поток оказывается
сильно турбулизированным. Поэтому, например, в [9.1] границу устанавлива-
ют по воображаемой поверхности, вдоль которой средняя скорость составляет
95 % местной скорости первичного потока и градиент скорости положителен
в радиальном направлении наружу.
Вязкие сдвиги на периферии первоначально неподвижного слоя заставляют
жидкость следа двигаться вниз по потоку и поэтому порождают обратный по-
ток вдоль поверхности земли, с тем чтобы заместить жидкость, ушедшую с
подветренной стороны здания. Развивается тороидальная циркуляция в пере-
дней части следа, разделяя его на два отдельных подрайона линией тока aklh.
Жидкость на этой линии тока и справа от нее движется по потоку, а в замкну-
той области dklhgfed циркулирует. Концентрация загрязняющих примесей,
попавших в эту зону, может достигать больших значений.
Область возмущенных потоков, которая отделяет зону аэродинамической тени
от зоны невозмущенного потока, в [9.4] предлагается называть промежуточ-
ной зоной. Соответственно этому источники выбросов подразделены на три
типа: высокие, промежуточные и низкие. К высоким источникам относятся
трубы, выбросы от которых производятся в поток выше границы промежуточ-
ной зоны. К промежуточным источникам отнесены трубы, верхняя отметка
которых не превышает границы промежуточной зоны. Источники промежу-
точной высоты нижней частью шлейфа выбрасываемого факела могут загряз-
нять зону аэродинамической тени. К низким источникам отнесены выброс-
ные трубы, шахты и т.п., выбросы которых производятся непосредственно в
зону аэродинамической тени. Классификация источников проводится по их
эффективной высоте, складывающейся из геометрической высоты трубы И и
высоты подъема факела за счет динамической и гравитационной составляющих.
316
Выбросы источников подразделяются на нагретые и холодные. К первым из
них относятся такие, для которых параметр /<100 м/(с2 °С). Параметр / вы-
числяется по формуле:
/= \03WqD/(H2^T),
(9.3)
где w0 — средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника
выброса, м/с; D — диаметр устья источника выброса, м; Н— геометрическая
высота источника выброса над уровнем Земли, м; АГ —разность между тем-
пературой выбрасываемой газовоздушной смеси Г и температурой окружаю-
щего атмосферного воздуха Г, °C. Выбросы вентиляционного воздуха, содер-
жащие загрязняющие радиоактивные и химические вещества, следует осуще-
ствлять в область, расположенную выше промежуточной зоны. Выброс заг-
рязненного воздуха в зоне аэродинамической тени допускается только в ис-
ключительном случае, при этом максимальная приземная концентрация ра-
диоактивных веществ не должна быть выше допустимой концентрации по
дыханию.
Рассеивание вредных примесей в пограничном и приземном слое атмосфе-
ры стало предметом многочисленных теоретических и экспериментальных
исследований как у нас в стране, так и за рубежом в значительной степени
именно в связи с бурным развитием атомной энергетики. Различные аспекты
этого вопроса освещены в ряде широко известных монографий [9.4—9.6] и мно-
гочисленных статьях.
К настоящему времени наиболее исследованы вопросы рассеивания приме-
сей над однородной местностью при нейтральной стратификации атмосферы,
а также в условиях развитого турбулентного обмена от источников, выбросы
которых поступают в невозмущенный ветровой поток.
Приземная концентрация примеси С, ед/м3, поступающей в атмосферу из
какого-либо высокого источника, при нормировании на выброс в единицу вре-
мени Q, ед/с, равна обратному значению так называемого метеорологического
коэффициента разбавления К, м3/с:
C=C/Q=l/Kp. (9.4)
Коэффициент Кр учитывает параметры источника (высоту и диаметр устья
источника, объем и температуру выбрасываемой газовоздушной смеси, ско-
рость истечения), метеорологические и географические характеристики райо-
на размещения электростанции, а также период осреднения концентрации.
Формулы для расчета Кр, приведенные в [9.4], основаны на разработках Глав-
ной геофизической обсерватории им. А. И. Воейкова и относятся к установив-
шимся условиям рассеивания в атмосферном воздухе над ровной или слабо-
317
Таблица 9.3
Значения ионизирующего коэффициента к
Рельеф местности Поправочный коэффициент к
При уклонах 0,05-0,1 и перепадах менее 100 м 0,8
При уклонах 0,1-0,15 и перепадах менее 100 м 0,7
При уклонах 0,15-0,25 и если источник выброса располагается вблизи холмов 0,5
При уклонах более 0,25 или если источник выброса располагается в котловине глубиной 100-200 м 0,4
пересеченной местностью с перепадами высот, не превышающими 50 м на
1 км (уклоны не более 0,05).
Если источник выбросов расположен на холмистой местности с уклонами
более 0,05 и перепадами высот более 50 м в радиусе до 10 км, то вводится
понижающий коэффициент к (табл. 9.3).
Для одиночного высокого источника нагретых выбросов коэффициент А?р
определяется по формуле:
Kp = H2\/vST/(AFmna(p/р0)), (9.5)
а для холодных выбросов:
Кр = ^V/(AFnDap/pQ), (9.6)
где V— объем газовоздушной смеси, выбрасываемой из источника, м3/с; А —
коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы и оп-
ределяющий условия неблагоприятного вертикального и горизонтального рас-
сеяния загрязняющего вещества в атмосферном воздухе, с2/3-°С1/3; F— безраз-
мерный коэффициент, учитывающий осаждение загрязняющего вещества в
воздухе; т, п — безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода
газовоздушной смеси из устья источника выброса; а — коэффициент времен-
ного осреднения; р/р0 — показатель вытянутости розы ветров. Остальные обо-
значения те же, что и в предыдущих формулах данной главы.
Коэффициент т определяется по формуле
т =-----------------= . (9.7)
0,67 + 0,17/ + 0,34^7
Коэффициент п определяют в зависимости от параметра Vu по соотноше-
ниям:
при Км < 0,3 м/с п = 3;
318
при 0,3 < Им < 2 м/с
п = 3 - 7(ГМ -0,3)(4,36-Км) ; (9.8)
при Ум > 2 м/с п = 1;
для нагретых выбросов параметр Vu рассчитывается по формуле
Км = 0,65^7/Я, (9.9)
для холодных — по формуле
К = l^wp/H. (9.10)
Значение коэффициента А принимается в зависимости от района размеще-
ния АЭС. Основные районы страны по условиям рассеивания примесей выде-
лены в четыре группы, и значения коэффициента Л меняются дискретно с шагом
0,04 при переходе от одной группы к другой (табл. 9.4).
Для газоаэрозольных выбросов АЭС коэффициент F = 1.
Коэффициент временного осреднения определяется по выражению:
где Тк и Тд — длительности короткого и длительного периодов, по которым
проводится осреднение концентраций. В качестве короткого периода прини-
мается 20-минутный временной отрезок, за который определяется разовая кон-
центрация.
Показатель вытянутости розы ветров представляет собой отношение факти-
ческой повторяемости Р преобладающего направления ветра за данный пери-
од к повторяемости ветров при условии равновероятности всех направлений
Ро (Р = 0,125 для восьмирумбовой розы ветров). Как видно из приведенных
соотношений, в них отсутствуют величины, которые учитывали бы структуру
ветрового потока в зоне рассеивания примеси.
Таблица 9.4
Значения коэффициента А
Районы территории бывшего СССР А
Центральная часть европейской территории страны 0,12
Север и Северо-Запад европейской территории СССР, Среднее Поволжье, Урал, Украина 0,16
Казахстан, Нижнее Поволжье, Кавказ, Молдавия, Сибирь, Дальний Восток, районы Средней Азии (кроме субтропической зоны) 0,20
Субтропическая зона Средней Азии 0,24
319
На современных атомных электростанциях с реакторами единичной мощ-
ностью 1 000 МВт и более реакторное отделение имеет высоту около 60-80 м.
При обтекании ветровым потоком столь высоких зданий верхняя граница об-
ласти возмущенного потока, для которой характерна повышенная вертикаль-
ная диффузия по сравнению с невозмущенными воздушными потоками перед
зданиями, может достигать или оказываться даже выше отметки устья венти-
ляционных труб. Под действием более интенсивной вертикальной диффузии
в области возмущенного потока нижняя часть факела при определенных соот-
ношениях скорости выхода газов из трубы и скорости ветра (wju) увлекается
внутрь зоны аэродинамической тени и вызывает ее дополнительное загрязне-
ние. Для повышения точности расчетного определения приземных концент-
раций примеси от выбросов из вентиляционных труб необходимы данные о
структуре ветрового потока, формирующейся при обтекании главного корпу-
са АЭС и промплощадки в целом.
9.4. Распространение выбросов из вентиляционных труб АЭС
в условиях промплощадки
Выполнение требований [9.3] в отношении выбора площадки и генерально-
го плана АЭС, а также в отношении рассеивания газоаэрозольных выбросов
из вентиляционных труб и технологических выхлопных устройств можно га-
рантировать с большей вероятностью, если на проектной стадии разработки
АЭС проводить аэродинамические продувки новых компоновок главных кор-
пусов и промплощадок АЭС для изучения структуры ветрового потока и по-
лей давлений, а также особенностей распространения газоаэрозольных выб-
росов в условиях застройки промплощадки конкретной электростанции.
МЭИ совместно с Институтом механики МГУ проводит модельные иссле-
дования влияния аэродинамических аспектов на рассеивание примесей в ус-
ловиях промплощадок тепловых и атомных электростанций.
Основной вопрос при моделировании — это вопрос о возможности перене-
сения результатов модельных исследований на натуру. Полное подобие турбу-
лентных потоков в атмосфере и на модели едва ли возможно, и потому в каж-
дом конкретном случае встает задача в отношении удовлетворительного вы-
бора критериев подобия.
Широко известным приемом моделирования турбулентных потоков являет-
ся использование свойства автомодельности при больших числах Рейнольдса.
Числа Рейнольдса для моделей, продуваемых в аэродинамических трубах,
обычно меньше натурных. Однако это может не быть серьезным ограничени-
ем, поскольку, начиная с некоторого значения числа Рейнольдса, остальные
параметры воздушного потока остаются практически постоянными.
320
На трубе А-6 Института механики МГУ ранее выполнен большой комплекс
исследований по аэродинамике городских застроек и обтеканию моделей ре-
льефа [9.7, 9.8]. Результаты экспериментов, а также другие работы, проведен-
ные на различных аэродинамических трубах, показали, что при моделирова-
нии различного рода препятствий для случая безразличной стратификации
существует автомодельность по числу Рейнольдса для развитого турбулент-
ного движения. И хотя влияние турбулентности на аэродинамические харак-
теристики зависит от формы тела и числа Re, общая тенденция состоит в том,
что сопротивление тел, обтекаемых с резким срывом, малочувствительно к
начальной турбулентности потока.
В [9.9] сделан вывод, что в приземном слое атмосферы, где происходит рас-
пространение примесей, в пределах промплощадки турбулентность в значи-
тельной степени определяется условиями обтекания зданий (срыв потока у
острых кромок и образование вихревых зон у зданий) и начальная турбулент-
ность потока мало влияет на распределение концентраций. Таким образом,
имеет место автомодельность по отношению к критерию Кармана.
Эксперименты в аэродинамических трубах позволяют правильно оценить
концентрации примеси непосредственно около зданий в зоне генерируемых
ими вихрей. На больших расстояниях при исследовании полей концентраций
примеси требуется учесть турбулентные свойства внешнего потока, создавая
в аэродинамической трубе турбулентный поток, соответствующий естествен-
ному, и под держивая его на нужном уровне на всей длине рабочей части аэро-
динамической трубы.
В качестве объекта исследований выбрана АЭС с типовым реактором ВВЭР-
1000. Опыт строительства и эксплуатации АЭС свидетельствует о целесооб-
Рис. 9.6. Схема главного корпуса моноблока с реактором ВВЭР-1000: 1 — реакторное отделение;
2 — деаэраторная этажерка; 3 — машинное отделение; 4 — вентиляционная труба
321
разности применения модульных компоновок электростанции с размещением
каждого энергоблока в отдельно стоящем самостоятельном здании (рис. 9.6).
При таком компоновочном решении важно учитывать влияние зданий и со-
оружений, находящихся на территории промплощадки, на рассеивание при-
месей, выбрасываемых из вентиляционных труб. Расчеты зон возмущенных
потоков при обтекании зданий делаются обычно по эмпирическим соотноше-
ниям, полученным на основании продувок в аэродинамических трубах.
Так как здание моноблока с реактором ВВЭР-1000 имеет сложную форму (в
нем сочетаются плоские, цилиндрические и сферические поверхности), то при
расчетном построении границ зон возмущенных потоков необходимо прово-
дить упрощение.
Данная задача рассматривалась для двух направлений ветра: перпендику-
лярно и вдоль продольной оси здания. Для первого случая главный корпус
моноблока аппроксимировался двумя параллелепипедами, вплотную приле-
гающими друг к другу (рис. 9.7, а) со следующими размерами: Язд7 = 58 м, В1 =
66 м, L1 = 66 м; Н” = 40,8 м, В11 = 57 м, L11 = 122 м (за ширину принимается
сторона, расположенная по потоку). Во втором случае проведена замена од-
ним параллелепипедом (рис. 9.7, б) с размерами Н= 48 м, В = 171 м, L = 66 м.
Существует несколько методик построения зон возмущения.
В соответствии с [16.4] построены границы возмущенных зон для отдельно
стоящего моноблока при обоих выбранных нами направлениях ветра и для
группы блоков при направлении ветра нормальным к продольной оси. Рассто-
яние от уровня земли до верхней границы промежуточной зоны:
Для В < 2,5 Я.(
Н = 0,366, + 2,577 ;
пз ’1 ’ зд’
для В > 2,5Я
’ зд;
Н = 0,366, + 1,7Я ,
пз " 1 ’ зд’
Рис. 9.7. Схема аппроксимации главного корпуса моноблока с реактором ВВЭР-1000: а — двумя
параллелепипедами; б — одним параллелепипедом
322
где b} — расстояние в пределах ширины крыши от источника до подветренной
стены здания равно соответственно b { =10,8 м; Ьп} = 160,2 м.
Из рис. 9.8 видно, что устье вентиляционной трубы попадает либо в зону
аэродинамической тени, что является недопустимым, либо в переходную зону,
что необходимо учитывать при расчете концентраций с помощью безразмер-
ного коэффициента К, который определяется по графику рис. 9.9 в зависимос-
ти от высоты источника и места его расположения [9.4].
На рис. 9.10 приведены границы зоны аэродинамической тени для отдельно
стоящего моноблока при двух направлениях ветра, а на рис. 9.11 — для пром-
площадки, построенные по методике [9.9].
Из рисунков видно, что при построении по методике [9.9] устье вентиляци-
онной трубы не попадает в зону аэродинамической тени, а влияние переход-
ной зоны по этой методике не учитывается. Методика, изложенная в [9.10],
Рис. 9.8. Схема обтекания главного корпуса моноблока с реактором ВВЭР-1000 ветровым потоком
по [9.4]: а — вариант /, сечение по оси реакторного отделения; б — вариант I, сечение по оси машин-
ного отделения; в — вариант II; 1 — переходная зона; 2 — зона аэродинамической тени; 3 — область
аэродинамической тени над зданием; 4 — область аэродинамической тени за зданием
323
Рис. 9.10. Схема обтекания главного корпуса моноблока с реактором ВВЭР-1000 ветровым потоком
по [9.9]: а — вариант I, сечение по оси реакторного отделения; б — вариант 1, сечение по оси машин-
ного отделения; в — вариант II
Рис. 9.11. Схема обтекания ветровым потоком промплощадки АЭС по [9.9]
324
имеет много общего с методикой [9.9], и дала для рассмотренного случая близ-
кие результаты.
Использование расчетных методик [9.4, 9.9] приводит к неоднозначным вы-
водам, поэтому для столь ответственных объектов, как атомные электростан-
ции, необходимы специальные модельные исследования.
Модели главных корпусов, которые исследовались в аэродинамической тру-
бе А-6, были изготовлены в масштабе 1:300. Эксперименты проводились при
двух значениях начальной турбулентности потока: е0 = 0,2 % (сетка на сопле
отсутствует) и Ео = 10 % (на сопле установлена сетка). Максимальная скорость
набегающего потока в опытах без сетки составляла 20 м/с, а в опытах с сеткой
— 10 м/с. Составляющие скорости и интенсивности турбулентности измеря-
лись термоанемометром DISA с Х-образным насадком.
Осредненные значения скорости определялись также с помощью трубки
Пито-Прандтля. Проводилась визуализация потока с помощью различных ме-
тодов, в том числе дымовая визуализация.
При исследовании принято наиболее неблагоприятное с точки зрения обра-
зования зон аэродинамической тени расположение моделей главного корпуса:
продольные оси моделей зданий ориентированы нормально к набегающему
потоку. Перед зданием поток тормозится. Над зданием и за ним в зоне выше
линии нулевых скоростей наблюдается увеличение скорости. На уровне устья
вентиляционной трубы оно достигает —130 % (как с сеткой, так и без нее).
В результате экспериментов определены границы аэродинамической тени за
зданием моноблока при различных характеристиках набегающего потока, изу-
чены характеристики трансформации поля скоростей. Выявлена картина тече-
ния при обтекании здания: в каждом из рассматриваемых сечений граница
аэродинамической тени расположена на разной высоте, и максимальное ее
значение составляет ~2,177 .( (Язд — высота здания). В сечении по оси реактор-
ного зала за счет плавного обтекания сферического гладкого купола граница
аэродинамической тени не имеет превышения над зданием. Поток как бы сте-
кает с купола, и линии тока направлены вниз (к экрану). Протяженность гра-
ницы аэродинамической тени за зданием в разных сечениях различна и зави-
сит от конфигурации здания в рассматриваемом сечении.
За зданием и над ним наблюдается высокий уровень турбулентности. Так,
например, над зданием значение Ех возрастало максимально до 26 % в опытах
без сетки и до 28 % в опытах с сеткой, значение Ех было равно 12 и 16 % соот-
ветственно. По вертикали увеличение интенсивности турбулентности по от-
ношению к начальному значению простирается примерно на (2-2,2)//^ прак-
тически независимо от начальной турбулентности набегающего потока. Ха-
рактеризуя в целом полученные результаты, необходимо отметить, что глав-
ный корпус АЭС существенно изменяет параметры набегающего потока, сильно
турбулизируя его. Как показали проведенные исследования, картина обтека-
325
74 + 500
74 + 400
74 + 300
Я,+ 200
Ям+ 100
7/м + 500
74 + 400
+ 300
На + 200
Н„+Ю0
77я
/4-100
Рис. 9.12. Схема фотодымовой визуализации потока
ния главных корпусов получается весьма сложной: На рис. 9.12 представлены
профили скорости ветра в плоскости по оси вентиляционных труб реакторно-
го зала и по оси машинного зала.
В плоскости по оси машинного зала линия смены знака скорости (линия
нулевых скоростей) находится выше отметки крыши машинного зала, что сви-
детельствует о существовании в пространстве между корпусами вихревых
циркуляционных зон. В нижней части этих зон под линией нулевых скоростей
поток движется в сторону, противоположную направлению движения основ-
ного набегающего потока.
После второго (по направлению набегающего потока) здания граница разде-
ла опускается на уровень отметки крыши и поток движется как бы над плоско-
стью, образованной поверхностью крыш зданий и верхней квазитвердой по-
верхностью циркуляционных зон в пространстве между зданиями. За после-
дним зданием образуется зона аэродинамической тени, простирающаяся по
потоку на расстояние, примерно равное трем высотам здания. При отношении
высоты вентиляционной трубы к высоте реакторного отделения Н = HJH =
= 1,42 распространение факела происходит таким образом, что он втягивается
в зону аэродинамической тени между вторым и третьим зданиями и окутыва-
ет реакторные отделения третьего и четвертого блока при относительной вы-
соте вентиляционной трубы Нт = 1,57; 1,71; 1,86; 2,00 и 2,14. Видно, что при
Нт ~ 1,57; 1,71 и 1,86 наблюдается попадание факела в зоны аэродинамичес-
кой тени за зданиями и только при относительной высоте Hw ~ 2,00 и 2,14
факел перебрасывается за корпуса АЭС.
Проведенные модельные исследования подтверждают обоснованность по-
ложения о том, что для исключения заноса загрязняющих веществ в зону аэро-
326
динамической тени высоту вентиляционных труб следует принимать по край-
ней мере в 2-2,5 раза больше высоты самых высоких соседних зданий.
9.5. Список литературы к главе 5
9.1. Нормы технического проектирования атомных электрических станций ВНТП-80.
— М.: Минэнерго СССР, 1981.
9.2. Седов В.И., Рыбальченко ИЛ., Шевцов В.П., Власов И.Н. Ядерная технология.
— М.: Атомиздат, 1979.
9.3. Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных электростанций (СП
АЭС-79). — М.: Энергоатомиздат, 1981.
9.4. Допустимые выбросы радиоактивных и химических веществ в атмосферу / Под
ред. Е.И. Теверовского и И.А. Терновского. — М.: Энергоатомиздат, 1985.
9.5. Берлянд М.Е. Современные проблемы атмосферной диффузии и загрязнения ат-
мосферы. — Л.: Гидрометеоиздат, 1975.
9.6. Вызова ИЛ. Рассеивание примесей в пограничном слое атмосферы. М.: Гидро-
метеоиздат, 1974.
9.7. Горлин С.М. Некоторые вопросы аэродинамики городских застроек. Сб. науч, тру-
дов. — М.: Изд-во МГУ, 1979. № 49. С. 25 44.
9.8. Горлин С.М., Зражевский ИМ. Изучение обтекания моделей рельефа и городс-
кой застройки в аэродинамической трубе. Труды Главной геофизической обсервато-
рии. 1968. Вып. 234. С. 49-59.
9.9. Эльтерман В.М. Вентиляция химических производств. — М.: Химия, 1980.
9.10. Мадоян А.А., Власик В.Ф. Вентиляция атомных электростанций. — М.: Энерго-
атомиздат, 1984.
327
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Дымовые трубы стали неотъемлемой частью любого индустриального пей-
зажа. Экологические требования заставляют сооружать их все более и более
высокими. И вот уже на законодательной основе все дымовые трубы высотой
более 100 метров определяются как уникальные объекты капитального строи-
тельства. Заметно усложнились и условия эксплуатации дымовых труб в час-
ти температурных, аэродинамических режимов и внешних воздействий. По-
этому, если ранее предписывалось делать трубы кирпичными и железобетон-
ными, то сейчас их стволы становятся титановыми, нержавеющими и т.д.
Все это заставляет регулярно пересматривать нормативные требования к
данному классу сооружений, создавать новые методики расчетов, использо-
вать новые материалы и т.д. и т.п. Все это свидетельствует о том, что дымовые
трубы обречены быть уникальными сооружениями на самую далекую перс-
пективу.
Поэтому, в данном справочном издании все материалы по промышленным
трубам разделены на три блока:
1. Конструкции, расчеты, экспертиза;
2. Строительство;
3. Эксплуатация и ремонт.
Такое изложение материала позволяет, по мнению авторов, классифициро-
вать справочные материалы по трем основным этапам жизненного цикла лю-
бого вида сооружений: проектирование, строительство, эксплуатация.
Обеспечение необходимого качественного уровня жизненного цикла этих
сооружений достигается посредством регулярного выполнения экспертизы
промышленной безопасности. Поэтому, именно вопросы экспертизы присут-
ствуют во всех трех книгах настоящего справочника.
Авторы надеются, что специалисты найдут в данном издании если не гото-
вое решение, то необходимую информацию, которая будет основой для при-
нятия нужного решения.
В этом случае можно считать, что авторам удалось хотя бы частично выпол-
нить поставленную перед собой цель.
328
Приложение 1.
Перечень нормативных документов
Обозначение НД (предыдущее обозначение) Наименование НД
СО 153-34.20.501-2003 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (ПТЭ)
СО 34.20.602-2002 (РД 153-34.1-20.602-2002) Основные положения и требования договора на выполнение работ по ремонту оборудования электростанций
СО 34-38-445-87 (ОСТ 34-38-445-87) СТОиРОЭ. Комплектность технологических документов
ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы
ГОСТ 2.602-95 ЕСКД. Ремонтные документы
СО 34-38-447-78 СТОиРОЭ. Номенклатура и комплектность нормативно-технических конструкторских ремонтных документов
СО 34.20.608-2003 (РД 153-34.0-20.608-2003) Методические указания. Проект производства работ для ремонта энергетического оборудования электростанций. Требования к составу, содержанию и оформлению
ГОСТ 2.604-68 ЕСКД. Чертежи ремонтные
СО 34.20.601-96 (РД 34.20.601-96) Методические указания по совершенствованию СТОиР энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом
СО 34.35.521-00 (РД 153-34.1-35.521-00) Методические указания. Состав и ведение эксплуатационной документации в цехах АСУ ТП (ТАИ) тепловых электростанций
СНиП 1.02.01-95 Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений
СНиП П-23-81 Стальные конструкции
СНиП И-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составления проектной документации
СО 153-34.03.305-2003 Инструкция о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических предприятиях
СО 34.11.115-97 (РД 34.11.115-97) Положение о системе калибровки средств измерений в электроэнергетике
МИ 2304-94 ГСИ. Метрологический контроль и надзор, осуществляемые метрологическими службами юридических лиц
СО 34.0-21.601-98 (РД 153-34.0-21.601-98) Типовая инструкция по эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий. Часть II
СО 153-34.21.521-91 (РД 34.21.521-91) Типовая инструкция по технической эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий. Часть I
ПБ 03-445-02 Правила безопасности при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных дымовых труб
СО 34.21.523-99 (РД 153-34.1-21.523-99) Инструкция по эксплуатации железобетонных и кирпичных дымовых труб и газоходов энергопредприятий
СО 34.22.402-94 (РД 34.22.402-94) Типовая инструкция по приемке и эксплуатации башенных градирен
Методические рекомендации по определению нормативной величины затрат на ремонт основных производственных фондов электростанций
Нормативы затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости групп и видов основных фондов
Методические рекомендации по формированию и согласованию величины затрат на выполнение сверхтиповых ремонтных работ
СО 34.20.607-2005 (РД 153-34.1-20.607-2002) Методические указания по формированию смет и калькуляций на ремонт энергооборудования
РД 153-34.0-21.524-98 Типовая инструкция по эксплуатации металлических дымовых труб энергопредприятий
329
Приложение 2 (обязательное).
Нормы периодичности контроля технического состояния
дымовых труб и градирен [1.6]
1. Дымовые трубы и газоходы должны подвергаться наружному осмотру один
раз в год (весной).
Внутреннее и наружное обследование дымовых труб и газоходов произво-
дится через 5 лет после их ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере
необходимости, но не реже, чем один раз в 5 лет.
2. Осмотр основных конструкций градирен (башен, оросителей и их карка-
сов, водораспределительных устройств и вентиляционного оборудования) дол-
жен производиться ежегодно при установившейся положительной температу-
ре воздуха.
При высоте вытяжных башен градирен более 100 м должна производиться
геодезическая проверка их отклонения от вертикали не реже чем 1 раз в 10 лет.
3. Наблюдения за осадками фундаментов дымовых труб и градирен должны
проводиться в первые два года после сдачи в эксплуатацию — 2 раза в год, в
дальнейшем, до стабилизации осадок фундаментов — 1 раз в год, а после ста-
билизации осадок (1 мм в год и менее) — 1 раз в 5 лет.
4. При эксплуатации градирен и брызгальных бассейнов должны быть обес-
печены:
- контроль за состоянием водораспределительных систем по утвержденно-
му графику и их промывка (не реже 2 раз в год — весной и осенью);
- осмотр решеток и сеток резервуаров с очисткой их по мере надобности.
330
Приложение 3 (обязательное).
Нормы простоя дымовых железобетонных и кирпичных труб для
обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции
железобетонной поверхности и оголовка трубы [1.7]
При высоте труб до 120 м — 2 суток, но не менее 20 ч светового дня.
При высоте труб выше 120 м до 180 м — 3 суток, но не менее 30 ч светового дня
При высоте труб выше 180 м до 250 м и более — 4 суток, но не менее 40 ч
светового дня.
При высоте труб выше 250 м до 350 м и более — 5 суток, но не менее 46 ч
светового дня.
Примечания.
1. Нормы простоя приняты при условии состояния оголовка, позволяющего
установку оснастки. При необходимости ремонта оголовка длительность про-
стоя соответственно увеличивается.
2. При возникновении во время монтажа оснастки неблагоприятных погод-
ных условий (гроза, ветер 6 баллов и более, осадки, туман, гололед) работы
прекращаются, а длительность простоя соответственно увеличивается.
3. Все подготовительные работы к внутреннему осмотру поверхности футе-
ровки и оголовка трубы должны выполняться на работающей трубе.
331
Приложение 4 (рекомендуемое).
Номенклатура работ при капитальном ремонте труб, газоходов
и градирен, выполняемых специализированными ремонтными
предприятиями
В настоящем приложении приведена номенклатура работ при ремонте спе-
циальных сооружений на ТЭС, выполняемых в сроки, предусмотренные нор-
мами простоя в плановых ремонтах согласно приложению 5.
1. Номенклатура работ при капитальном ремонте дымовых труб.
1.1. Подготовительные работы (общие для всех типов дымовых труб). Под-
готовка ремонтной площадки с устройством временных сооружений, установ-
кой лесов, подмостей, люлек, механизмов и спецоснастки.
Наружный и внутренний осмотр трубы с проверкой технического состояния
ствола, футеровки, металлоконструкций и уточнением объемов ремонтных
работ.
1.2. Ремонт железобетонных труб.
1.2.1. Ремонт железобетонного ствола. Ремонт наружной поверхности ство-
ла трубы с очисткой и заделкой дефектных участков. Ремонт наружных метал-
локонструкций и грозозащиты трубы. Антикоррозионная защита металлокон-
струкций. Антикоррозионно-маркировочная защита поверхности железобетон-
ного ствола (по проекту).
1.2.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заме-
ной дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционно-
го слоя (по проекту). Ремонт или восстановление вентилируемого зазора (по
проекту). Ремонт или восстановление разделительной стенки (по проекту).
Замена чугунного литья на оголовке трубы.
1.2.3. Ремонт внутренних металлических газоотводящих стволов. Ремонт
металлоконструкций площадок, лестниц. Ремонт теплоизоляции внутренних
стволов.
1.3. Ремонт кирпичных труб.
1.3.1. Ремонт кирпичного ствола. Ремонт наружной поверхности кирпично-
го ствола с заделкой раковин и трещин. Ремонт, замена и установка дополни-
тельных металлических стяжных колец. Ремонт металлоконструкций и грозо-
защиты трубы. Антикоррозионная защита металлоконструкций и стяжных
колец.
1.3.2. Ремонт футеровки. Ремонт кирпичной футеровки с разборкой и заме-
ной дефектных участков. Нанесение на поверхность футеровки изоляционно-
го слоя (по проекту). Ремонт и восстановление разделительной стенки (по про-
екту). Перекладка оголовка трубы и замена чугунного литья (по проекту).
1.4. Ремонт металлических труб.
332
1.4.1. Ремонт металлического ствола. Ремонт ствола с заделкой или заменой
дефектных участков. Ремонт и замена металлоконструкций, грозозащиты и
растяжек. Антикоррозионная защита внутренней и наружной поверхности ство-
ла, металлоконструкций и растяжек.
1.4.2. Ремонт теплоизоляции (при наличии) трубы.
1.5. Заключительные работы (общие для всех видов труб).
Проверка исполнительной документации по ремонту трубы, оформление акта
приемки. Демонтаж оборудования, заделка монтажных проемов, уборка стро-
ительного мусора.
2. Номенклатура при капитальном ремонте газоходов.
2.1. Подготовительные работы.
Подготовка ремонтной площадки с установкой лесов, подмостей, механиз-
мов и спецоснастки.
Наружный и внутренний осмотр газоходов с проверкой технического состоя-
ния конструкций, узлов сооружения и уточнением объемов ремонтных работ.
2.2. Ремонт газоходов.
Ремонт стен, перекрытий и футеровки газоходов с разборкой и заделкой де-
фектных мест и заменой дефектных элементов. Ремонт или замена опорных
конструкций газоходов. Ремонт и уплотнение примыканий газоходов к дымо-
вой трубе и к дымососам (по проекту), восстановление теплоизоляции после
ремонта. Ремонт внутренней поверхности футеровки газоходов с нанесением
кислотостойких составов.
2.3. Заключительные работы.
Проверка исполнительной документации, оформление акта приемки. Демон-
таж оборудования и механизмов, уборка строительного мусора.
3. Номенклатура работ при капитальном ремонте градирни.
3.1. Подготовительные работы (для всех типов градирен). Подготовка ремон-
тной площадки с устройством временных сооружений, установкой подмос-
тей, люлек, механизмов и спецоборудования.
Наружный и внутренний осмотр сооружения с проверкой технического со-
стояния башни, металлоконструкций, оросительного устройства, чаши бас-
сейна и уточнением объемов ремонтных работ.
3.2. Ремонт железобетонных гиперболических башен градирен. Ремонт на-
ружной и внутренней поверхности оболочки башни с очисткой и заделкой де-
фектных мест. Ремонт и замена металлоконструкций башни градирни. Ремонт
железобетонной наклонной колоннады (по проекту).
3.3. Ремонт башенных градирен с металлическим каркасом.
Ремонт и замена отдельных дефектных элементов металлического каркаса
башни. Ремонт и замена дефектных щитов обшивы башни. Антикоррозионная
защита металлоконструкций башни.
3.4. Ремонт вентиляторных градирен.
333
Ремонт наружных и внутренних поверхностей железобетонных стен с за-
делкой дефектных мест. Ремонт и замена отдельных дефектных элементов
металлического каркаса. Ремонт или замена дефектных мест в обшиве карка-
са. Ремонт или замена опорных конструкций, вентиляторов, диффузоров (по
проекту). Антикоррозионная защита металлоконструкций, диффузоров, вен-
тиляторов.
3.5. Ремонт и модернизация оросительного устройства и чаши бассейна гра-
дирни (для всех типов градирен)
Ремонт и замена дефектных деталей оросителя, каркаса оросительного уст-
ройства водораспределения, ветровых и противообледенительных перегоро-
док и щитов противообледенительного тамбура. Антикоррозионная защита
трубопроводов водораспределения. Ремонт дефектных мест в чаше градирни
с восстановлением гидроизоляции (по проекту). Ремонт бетонной отмостки
по периметру чаши бассейна градирни (по проекту), очистка чаши бассейна
градирни.
3.6. Заключительные работы (для всех типов градирен).
Проверка исполнительной документации по ремонту градирни, оформление
акта приемки. Демонтаж механизмов и оснастки, восстановление монтажных
проемов, уборка строительного мусора.
334
Приложение 5 (рекомендуемое).
Продолжительность капитальных
и текущих ремонтов дымовых труб, газоходов и градирен
№№ Объект Характеристика объекта Продолжительность ремонта, сутки
в капитальном ремонте в текущем ремонте
1. Железобетонные и кирпичные трубы Высота до 100 м 60 15
Выше 100 м — до 120-150 м 90 20
Выше 150 м — до 180 м 120 25
Выше 180 м — до 250 м 150 Г 35
Выше 250 м — до 320 м 160 40
2. Металлические дымовые трубы Высота до 30 м 40 10
То же, от 30 до 60 м 60 15
То же, от 60 до 100 м 80 20
3. Газоходы к дымовым трубам Объем газохода до 320 mj 30 7
Объем газохода от 320 м3 до 640 м3 60 10
4. Башенные градирни с металлическим каркасом Площадь до 800 м2 45 12
То же, от 800 до 1500 м2 70 15
То же, от 1500 до 2500 м2 90 25
5. Железобетонные гиперболические градирни Площадь 1520 м2 120 15
Площадь 3200 м2 160 20
6. Вентиляторные градирни Площадь до 420 м2 60 5
То же, до 700 мг 70 7
335
Приложение 6.
Периодичность капитальных ремонтов
производственных зданий и сооружений [1.6]
№ п/п Здания и сооружения с их конструктивными характеристиками Периодичность капитальных ремонтов, годы
в нормальных условиях в агрессивных средах при вибрации и других динамических нагрузках
Сооружения производственного назначения
1. Галереи и эстакады топливоподачи металлические 16 10 10
2. Эстакады для воздушной прокладки трубопроводов металлические 16 10
3. Дымовые трубы металлические:
многоствольные 18 12 15
одноствольные 15 10 15
4. Дымовые трубы кирпичные и железобетонные 30 20 30
5. Газоходы кирпичные для отвода дымовых газов (на железобетонных опорах с железобетонными покрытиями и перекрытиями) с защитной кислотоупорной футеровкой из кирпича 25 15 15
6. То же, металлические газоходы с футеровкой из кислотоупорного кирпича 15 10 10
7. То же, из сборных железобетонных панелей с футеровкой из кислотоупорного кирпича 15 7 7
8. То же, из сборных железобетонных панелей с футеровкой из силикатполимербетона 30 30 30
9. Разгрузочные платформы зданий ХВО бетонные и железобетонные — 8 —
10. Градирни:
10.1. С железобетонной оболочкой 18 12 .—
10.2. Каркасно-обшивные:
10.2.1. С деревянной обшивкой 6 3 —_
10.2.2. С асбошиферной обшивкой 18 12 —
10.2.3. С алюминиевой обшивкой (однослойной, двухслойной) 20 — —
336
Приложение 7 (рекомендуемое).
Периодичность капитальных ремонтов конструктивных
элементов производственных зданий и сооружений
энергопредприятий
№ п/п Наименование конструктивных элементов Примерная периодичность капитальных ремонтов в годах для различных условий эксплуатации
в нормальных условиях в агрессивных условиях при переувлажнении при вибрации н других динамических воздействиях
1. 1.1. Фундаменты Железобетонные и бетонные 50 25 15
1.2. Бутовые и бутобетонные 40 20 12
1.3. Кирпичные 30 15 10
2. 2.1. Стены Сборные, панельные, железобетонные 15 10 8
2.2. Стыки между панелей 8 4 5
2.3. Облегченные панельные 3-хслоЙные стены 18 12 15
2.4. с металлической обшивой оцинкованной сталью Кирпичные из обыкновенного глиняного 20 18 15
2.5. красного кирпича То же, из облегченной кладки 12 8 10
2.6. Из силикатного кирпича 20 12 15
3. 3.1. 3.1.1. Каркасы Колонны: Железобетонные: Монолитные 50 40 40
Сборные 50 35 35
3.1.2. Металлические 60 35 50
3.1.3 Кирпичные 20 15 10
3.2. 3.2.1. Ригели, балки: Ригели железобетонные 50 40 30
3.2.2. Ригели металлические 50 35 40
3.2.3. Балки подкрановые: металлические 30-35 20 25
железобетонные обыкновенные 35 30 20
железобетонные преднапряженные 40-45 35-40 35-40
4. 4.1. Фермы Металлические 20 15 15
4.2. Железобетонные 18 12 15
5. 5.1. Перекрытия Железобетонные монолитные 20 15 18
5.2. Железобетонные сборные по 25 18 15
5.3. железобетонным балкам Железобетонно-металлические (плиты 20 28 18
5.4. железобетонные, балки металлические) Металлические 25 15 20
6. 6.1. Покрытия (несущие ограждающие) Металлические облегченные 15 10 15
6.2. Железобетонные крупнопанельные 35 30 30
сборные по фермам
337
Приложение 8 (обязательное)
Электростанция
Объект ремонта
АКТ
предремонтного обследования объекта
Комиссия в составе представителей Заказчика
Подрядчика__________________________________________________________
произвела «__»200________________________г. освидетельствование в на-
туре здания и сооружения (дымовой трубы, градирни, газохода, антикоррози-
онного покрытия трубопроводов и др.)-
и, ознакомившись с предъявленной производственно-технической докумен-
тацией, установила следующее:
На основании изложенного комиссия считает, что объект нуждается в следу-
ющем ремонте:
Представитель Заказчика _____________________________(Ф.И.О.)
Представитель Подрядчика (Ф.И.О.)
338
Приложение 9 (обязательное)
Электростанция
Объект ремонта
ВЕДОМОСТЬ (опись)
объема ремонтно-строительных работ
на_________________________________________
(вид ремонта)
Основание: акт общего технического осмотра (акт обследования)
________________________________от 200____________________г.
(наименование здания, сооружения)
Вид работ Формула подсчета Ед.измерения Количество
Представитель Заказчика (Ф.И.О.)
Представитель Подрядчика (Ф.И.О.)
Правила заполнения: при составлении описания видов работ следует указать
состав работ, материалы, конструкции по аналогии со сметными
нормами
339
Приложение 10 (обязательное)
Электростанция
Объект ремонта
АКТ
готовности здания, сооружения
к производству ремонтных работ
Объект ремонта______________________________________________
Комиссия в составе представителей:
Заказчика___________________________________________________
Подрядчика__________________________________________________
произвела «_____________________» 200__г. проверку выполнения За-
казчиком _________________________________
подготовительных работ и наличия материалов для ремонтных работ, озна-
комившись с производственно-технической документацией, установила:
1. Подъездные дороги, электросеть, водопровод, сети сжатого воздуха и пара,
телефонная связь, складские помещения, контора, раздевалка и прочие соору-
жения выполнены без отступления (с отступлением) от проекта.
2. Материалы для ремонтных работ укомплектованы полностью (не полнос-
тью).
Недостает (кг, тонн)
Доставка в срок недостающего количества материалов обеспечивается:
Проект производства работ и смета рассмотрены и соответствуют характеру
и объему выполняемых работ.
Заключение. Объект выводится в ремонт на срок календарных
суток с «»200______________г. по «»200_________________г.
Представитель Заказчика(Ф.И.О.)
Представитель Подрядчика (Ф.И.О.)
340
Приложение 11.
Основные дефекты и повреждения промышленных труб и их предельно допустимые значения
Предельно допустимые значения при техническом состоянии* ] j неработоспособном Категории опасности дефектов 1 | «V» | Фундаменты я основания 1 Значения, превышающие расчетные Свыше 1,0 мм Выше УГВ acre > 5,0 мм Ниже УГВ acre >3,0 мм На площади более 2 м2 и глубиной более 50 мм; коррозия арматуры более 20% Имеют место Суммарными размерами более ’/, длины окружности и толщиной более 100 мм
1 ограниченно 1 работоспособном | «3» | Устанавливаются расчетом 1 | Устанавливаются расчетом | i Устанавливаются расчетом | IУ станавливаются расчетом | | У станавливаются расчетом | До 1,0 мм Выше УГВ acre < 3,0 мм Ниже УГВ acre < 3,0 мм На площади до 2 м2 и глубиной до 50 мм; коррозия арматуры не более 20% Не допускаются Суммарными размерами до '/в—’/4 длины окружности и толщиной до 100 мм
работоспособном «в» | До 0,3 мм Выше УГВ acre <2,0 мм Ниже УГВ acre < 1,5 мм На площади до 1 м2 и глубиной до 30 мм; коррозия арматуры не более 5% Суммарными размерами до ’/g—’/в длины окружности и толщиной до 50 мм
исправном Средняя осадка 1 (А, мм) о VI |<300 1 VI |<100 I Не допускаются |_ - Выше уровня грунтовых вод (УГВ) acre <0,3 мм Ниже УГВ acre < 10,1 мм Не допускаются Не допускаются
Крен, i Допуск до кренов см, табл. 1 [3.22]
Дефекты или повреждения Деформации оснований для труб при высоте Я, м <100 I 100<//<200 J L_ 200</7<300 1 | <300 J Трещины на наружной поверхности железобетонного фундамента (горизонтальные) То же, вертикальные с раскрытием acre Выколы бетона с оголением арматуры То же, с потерей устойчивости вертикальной арматуры Участки крупнопористого бетона с недостаточным количеством цементного камня из-за некачественного уплотнения при бетонировании
№№ п/п и 1.1. (1.2,3) 1.2. И 1.4. 1.6. 1
341
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии*
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«в» 1 «Б»
2. Ствол
2.1. Дефекты и повреждения железобетонных и кирпичных труб
2.1.1. (1ДЗ) Отклонения оси ствола Q от вертикали при: См. таблицу 1 [3.22]
2.1.2. Выпуклости и впадины на поверхности ствола, отклонение от проектного размера диаметра Не более 1 % размера диаметра трубы в рассматриваемом сечении У станавливаются расчетом У станавливаются расчетом Значения, превышающие расчетные
2.1.3. Трещины иа наружной поверхности ствола горизонтальные Не допускаются До 0,3 мм До 1,0 мм Свыше 1,0 мм
2.1.4 (9.Ю) То же, вертикальные в железобетонных трубах раскрытием acre:
для верхней трети ствола acre < 0,2 мм acre < 3,0 мм acre < 5,0 мм acre > 5,0 мм
для нижних двух третей acre < 0,3 мм acre < 5,0 мм acre < 8,0 мм acre > 8,0 мм
2.1.5. (6) То же, вертикальные в кирпичных трубах Допускаются несквозные трещины acre < 5 мм acre < 10 мм acre > 10 мм
2.1.6. (4,23, 25) Поверхностное разрушение бетона (выщелачивание и размораживание снаружи, сульфатация изнутри) с оголением арматуры Не допускается На площади до 1 м2 и глубиной до 30 мм; коррозия арматуры до 5% На площади до 3 м2 и глубиной до 50 мм; коррозия арматуры до 20% На площади более 3 м2 или глубиной более 50 мм; коррозия арматуры более 20%
2.1.7. То же, с потерей устойчивости вертикальной арматуры Не допускается Имеет место
2.1.8. (27) Участки крупнопористого бетона в железобетонном стволе из-за некачественного уплотнения при бетонировании Не допускаются Размерами до 1 Д-'Д длины окружности и глубиной до 30 мм Размерами до '/б-'/д длины окружности и глубиной до 50 мм Размерами более ’/4 длины окружности и глубиной более 50 мм
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Преде исправном льно допустимые значени работоспособном при техническом состо ограниченно работоспособном янии* неработоспособном
Категории опасности дефектов
«В» L «Б» «А»
2.1.9. Разрушение участков ствола с выпадением материалов в результате ударов молнии, Не допускается Имеет место
2.1.10. (7) Локальные увлажнения наружной поверхности ствола вследствие фильтрации конденсата отводимых газов Не допускаются Допускаются кратковременные в холодное время года (на период разогрева теплоагрегатов и трубы до проектного температурного режима) Постоянно имеют место в процессе эксплуатации
2.1.11. (7) То же, с разрушением рабочих швов бетонирования (расслоение и сколы бетона, образование каверн и др.) Не допускаются То же, с размерами повреждений до h длины окружности трубы и глубиной до 20 мм То же, с размерами повреждений до '/< длины окружности трубы и глубиной до 50 мм То же, с размерами повреждений более 'Д длины окружности трубы и глубиной более 50 мм
2.1.12. (7) Локальные увлажнения и обледенение в зимнее воемя наружной поверхности ствола Не допускаются Имеют место
2,1.13. П 1 Сквозное разрушение стенки ствола, излом cTRonn из-за разрушений швов бетонирования
и ч 2.1.14. (5) Местное разрушение кладки ствола трубы (выпучины и сколы кирпичей, эрозия растворных швов и др.), ниши с внутренней стороны (дефект при строительстве) Не допускается Допускается на площади до 1 м поверхности ствола и глубиной до 30 мм Допускается на площади до 2 м2 поверхности ствола, либо длиной до '/г периметра, и глубиной до 50 мм На площади более 2 м2 поверхности ствола, либо длиной более ’/2 периметра, и глубиной более 50 мм
2.1.15. (4) Состояние защитного слоя бетона На отдельных участках (не более 20% общего числа замеренных) толщина меньше проектной на 5,0 мм Толщина меньше проектной до 10 мм на площади до 1 м Отслоение защитного слоя бетона с оголением и коррозией арматуры до 20% на площади до 3,0 м Отслоение защитного слоя бетона с оголением и коррозией арматуры более 20% на площади более 3,0 м" либо длиной более 'Д периметра ствола
£ 1 Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии*
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«в»
2.1.16. (8) Разрушение и опрокидывание чугунных элементов оголовка труб Не допускается До 10% До 30% Более 30%
2.1.17. (12) Пониженная, по сравнению с проектом, прочность бетона ствола железобетонных труб До 5% До 10% До 30% Более 30% не менее чем на 6-ти участках определения
2.1.18. (13) Срез болтов, соединяющих царги, нарушение плотности соединения царг Не допускается Имеет место
2.1.19. (24) Неплотная заделка монтажных проемов Не допускается Имеет место
2.2. Дефекты и повреждения металлических труб
2.2.1. (1,2) Отклонение оси ствола Q от вертикали см. таблицу 1 [3.22] Устанавливается расчетом Значения, превышающие расчетные
2.2.2. 1 решины в металле кожуха и сварных швах ствола трубы Не допускаются Имеют место
2.2.3. (14) Выпуклости и вмятины на поверхности ствола, отклонение от проектных размеров Не более 1 % размера диаметра трубы в рассматриваемом сечении Устанавливаются расчетом Значения, превышающие расчетные
2.2.4. (19,22,4 0) Коррозионный износ стенки трубы в опорной части ствола, в зоне фланцевых соединений, в местах крепления оттяжек, светофорных площадок и лестниц Не допускается До 15% толщины стенки в одном сечении при толщине стеики не менее 4 мм До 30% толщины стенки в одном сечении при толщине стенки не менее 4 мм Более 30% толщины стенки в одном сечении
2.2.5. (11) Сквозные разрушения и прогары стенок трубы Не допускаются Имеют место
2.2.6. Разрыв растяжек |
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Поедельно допустимые значения при техническом состоянии *
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«В» | «Б» «А»
2.2.7. Горизонтальное смещение верха трубы от нормативной ветровой нагрузки Не более ('/75)Н Устанавливается расчетом Значения, превышающие расчетные
2 2 8 Прогары опорных колец под футеровку Не допускаются Имеют место
2.2.9. Разрушение антикоррозионных покрытий Не допускается До 40% площади покрытия До 100% площади покрытия —
2.2.10. (21) Повреждение горизонтальных скользящих упоров (трубы в башне) Не допускается Не более одного Не более двух иа разных уровнях Два и более на одном уровне, более двух на разных уровнях
2,2.11. (20) Ослабление натяжения оттяжек Не допускается Не более 30% Не более 50% Более 50%
2.2.12. (51) Повреждение несущих узлов подвеса или опоры в основании (для подвесных металлических труб) Не допускается Имеет место
2.2.13. (52) Повреждение основных несущих узлов (для индивидуальных труб с гасителями колебаний и тгтобные комплексы с центоальной башней) Не допускается Имеет место
2 3 ПеЖекты и повпежпения стеклопластиковых, фаолитовых и стеклофаолитовых труб
2.3.1. (18) Нарушение уплотнений компенсаторов с подвеской секций труб (в многоствольных трубах в железобетонной оболочке, в подвесных металлических, стеклопластиковых, стеклофаолитовых газоотводящих стволах) Не допускается Устанавливается экспертной организацией
2.3.2. (16) Ослабление болтового соединения царг и сегментов стволов композитных труб Не допускается Устанавливается экспертной организацией —
2.3.3. (15) Трещины на поверхности ствола трубы До 0,3 мм Более 0,3 мм
2.3.4. (17) Локальное расслоение стеклопластика, стеклофаолита Не допускается Устанавливается экспертной организацией Более величины, установленной экспертной организацией
345
Продолжение табл.
346
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии*
исправном | работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«в» 1 «Б»
3. Футеровка
3.1. (30, 32,46) Выпучивание, нависание и обрушение участков футеровки, незаделанные отверстия и ниши Не допускается Допускается до 300 мм на площади до 1,0 м2 Величиной более 300 мм на площади более 1,0 м2
3.2. (33, 35) Коррозия футеровки Не допускается Разрушение на глубину:кирпича — до 20 мм, раствора — до 40 мм на площади до 1,0 м2 Разрушение на глубину:кирпича — до 50мм, раствора — до 60 мм на площади до 2,0 м2 Разрушение на глубину:кирпича — более 50 мм, раствора — более 60 мм на площади более 2,0 м2
3.3. Компенсационные зазоры в узлах сопряжения звеньев футеровки Не менее 60 мм в трубах без вентилируемого зазора и при сроке эксплуатации менее 5 лет. Не менее 40 мм в остальных случаях Обосновывается экспертной организацией Обосновывается экспертной организацией Менее величины, указанной экспертной организацией
3.4. (29) Разрушение паро-, теплоизоляции и антикоррозионной защиты по футеровке Не допускается Устанавливается экспертной организацией Более величины, установленной экспертной организацией
3.5. (31,34,3 6) Наклонные и вертикальные трещины До 0,5 мм До 2 мм До 10 мм Более 10 мм на более чем трех участках длиной более 8 рядов
3.6(37) Г оризонтальные трещины До 0,5 мм До 2 мм До 5 мм Более 5 мм
3.7. Разрушение слезников из-за роста футеровки Не допускается Устанавливается экспертной организацией
3.8. (39) Пониженная прочность монолитной футеровки в поверхностном слое в железобетонных трубах До 5% До 10% До 30% Более 30% не менее чем на 6-ти участках определения прочности бетона
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии*
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«В» «Б» | «А»
4. Металлоконструкции гарнитуры _
4.1. Трещины в элементах стяжных колец Не допускаются Имеют место
4.2. Ослабление натяжения стяжных колец Не менее 50-60 МПа В течение не более трех лет после подтяжки до 50-60 МПа В течение ие более пяти лет после подтяжки до 50-60 МПа Менее 30 МПа в течение года после подтяжки до 50-60 МПа
4.3. Прогибы элементов ходовых лестниц, ограждений, светофорных площадок Не допускаются Допускаются для отдельных элементов ограждения при сохранности узлов их сопряжения с несущими элементами Нарушение узлов крепления элементов ограждения с несущими элементами. Повреждения несущих элементов
4.4. (41) Трещины, обрывы и зависания элементов лестниц, ограждений, светофорных площадок Не допускаются Имеют место
4.5. Разрушение молниеприемников
4.6. Нарушение соединений и коррозия молниепроводов, обрыв электрической цепи контура молниезащиты Сопротивление контура не более 50 Ом Сопротивление контура более 50 Ом
4.7. (40) Коррозия металлоконструкций стяжных колец, элементов ходовых лестниц, ограждений, светофорных площадок Не допускается До 15% До 30% Более 30%
5. Г азоход —
5.1. (42) Накопление золовых отложений Не более величин, указанных в проекте Устанавливается расчетом Величины, превышающие расчетные
5.2. Намокание и обледенение поверхности газохода Не допускается Имеет место
5.3. (44) Выпучивание и искривление стен Не допускается До 200 мм До 300 мм Более 300 мм
5.4. (45) Раскрытие трещин в стенах До 10 мм До 20 мм До 30 мм Более 30 мм
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии*
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«в» «Б»
5.5. (48) Коррозионное разрушение материалов стен Не допускается Кирпича — на глубину до 20 мм; раствора — до 40 мм Кирпича — на глубину до 50 мм; раствора — до 60 мм Кирпича — на глубину более 50 мм; раствора — более 60 мм
5.6. (43) Повышенные прогибы покрытий и перекрытий Не допускается Прогибы плит — до Лоо пролета; прогибы балок — до ’/Зоо пролета Прогибы плит и балок —до '/во пролета Прогибы плит и балок — более '/iso пролета
5.7. Повреждения узлов опирания плит, балок перекрытий с их частичным смещением Не допускаются Устанавливается экспертной организацией. Смещение опирания элементов до 2 см Смещение опирания элементов более 2 см
5.8. (28) Повреждения нижней части стен и несущих конструкций газоходов (опор, стоек, фундаментов), неплотности в местах ввода газохода, а также неравномерные осадки фундаментов и другие повреждения, способные привести к обрушению газохода Не допускаются Устанавливается экспертной организацией Повреждения, грозящие обрушением газохода
5.9. (26) Трещины в балках и плитах перекрытия, коррозия арматуры Трещины до 0,5 мм, коррозия арматуры отсутствует Трещины до 1 мм, коррозия арматуры до 5% Трещины до 3 мм, коррозия арматуры до 20% Трещины более 3 мм, коррозия арматуры более 20%
5.10. (47) Локальные разрушения наружной теплоизоляции металлических газоходов Не допускается Устанавливается экспертной организацией
5.11. (50) Неисправность, разрушение взрывных клапанов Не допускается Устанавливается экспертной организацией
Продолжение табл.
№№ п/п Дефекты или повреждения Предельно допустимые значения при техническом состоянии .
исправном работоспособном ограниченно работоспособном неработоспособном
Категории опасности дефектов
«в» «Б» «А»
6 Отступления от пвоекта (согласованные и не согласованные с проектной организацией) —
6 1 (53) Отсутствие теплоизоляции Не допускается Имеет место
6.2. (54) Отсутствие прижимной стенки в железобетонных и кирпичных трубах Не допускается Имеет место
6 3 (55} Уменьшение толщины футеровки Не допускается Имеет место —
6.4. (56) Отсутствие кислотоупорной обмазки поверхности футеровки Не допускается Имеет место
6.5. (57) Замена кислотоупорного кирпича футеровки на ГЛИНЯНЫЙ Не допускается Имеет место
7 Дефекты, допущенные при реконструкции я ремонте труб .
7.1. (58) Заниженная толщина железобетонной обоймы (для железобетонных труб) Не допускается Имеет место
7.2. (59) Восстановление защитного слоя бетона паронепроницаемым материалом Не допускается Имеет место
Я Рязпушение отмостки Не допускается | Устанавливается экспертной организацией
Примечая и ею1. *Огнесение трубы к предельному техническому состоянию (согласно классификации РД 03-61(М)3 [3.23]) производится, исходя из анализа элементов трубы, находящихся в неработоспособном состоянии, а также исходя из экономической целесообразности. 2. Дополнительная нумерация дефектов в скобках в столбце 1 настоящей табл.8 означает, что данный дефект соответствует, дополняет или учитывает дефект из таблицы РД 03-610-03 [3.23] под этим номером. —
ч©
g Приложение 12.
Характеристика дефектов ствола
Наименование Характеристика Вид теплового поля па экране тепловизора(труба под разрежением) Вид теплового поля на экране тепловизора(труба под избыточным давлением) Визуальная картина
Характеристика дефектов ствола железобетонной тоубы F4.51
Подтеки конденсата Следы фильтрации влаги Темный участок Темный участок Следы конденсата
Дефектный шов Шов бетонирования с наличием крупнопорист, бетона и раковин Горизонтальная темная линия Горизонтальная светлая линия Следы разрушения бетона
Разрушающийся шов Шов бетонирования с признаками разрушения бетона, образованием каверн Горизонтальная темная линия Горизонтальная светлая линия Следы разрушения бетона
Обнаженная не прогнутая арматура Выход арматуры на поверхность Неоднородное температурное поле Неоднородное температурное поле Вид арматуры, оценка количества вертикальных и горизонтальная стержней
Обнаженная прогнутая арматура Выход арматуры на поверхность при деформации ствола Неоднородное темное температурное поле Неоднородное светлое температурное поле Вид арматуры оценка количества вертикальных и горизонтальных стержней и их изогнутости
Шелушение Незначительное поверхностное разрушение бетона Небольшое изменение температурного поля в темную область Небольшое изменение температурного поля в светлую область Наличие отслаивания, каверн
Разрушение защитного слоя бетона Поверхностное разрушение бетона без обнажения арматуры Изменение температурного поля в темную область Изменение температурного поля в светлую область Нарушение защитного слоя
Отслаивание защитного слоя бетона Поверхностное разрушение или скол бетона с обнажением арматуры Темный участок Светлый участок Оценка количества вертикальных и горизонтальных стержней
Сквозное разрушение Разрушение стенки ствола трубы на всю толщину Темная линия Светлая линия Оценка величины разрушения
Трещина Трещина на поверхности стенки Темная линия Светлая линия Оценка ширины раскрытия трещины
Волосяные трещины Трещины волосяные с небольшим раскрытием Небольшие изменения температурного поля в темную область | Небольшие изменения температурного поля в светлую область Оценка величины области, покрытой волосяными трещинами
Продолжение табл.
Наименование Характеристика Вид теплового поля па экране тепловизора (труба под разрежением) Вид теплового поля на экране тепловизора (труба под избыточным давлением) Визуальная картина
Волосяные трещины Трещины волосяные с небольшим раскрытием Небольшие изменения температурного поля в темную область Небольшие изменения температурного поля в светлую область Оценка величины области, покрытой волосяными трещинами
Глубокое разрушение несущего ствола Разрушение стенки ствола, проникшее за расположение арматуры В зависимости от глубины разрушения: темный, либо светлый участок В зависимости от глубины разрушения — темный либо светлый участок Оценка величины разрушения и количества деформированных вертикальных и горизонтальных стержней
Пониженное сопротивление футеровки газопроницанию Дефект строительства Темный участок Темный участок Не наблюдается
Отсутствие теплоизоляции в прослойке между стволом и футеровкой Дефект строительства Светлый участок Светлый участок Не наблюдается
?nni.Nk№ отложения Темный участок - —
Хяпяктеоистика дефектов ствола металлической дымовой трубы [4.5J
Сквозные разрушения Разрушение стенки ствола от коррозии на всю толщину Темная линия Светлая линия Оценка величины разрушения
Разрушающийся шов Сварной шов, разрушающийся от коррозии Изменение температурного поля в темную область Изменение температурного поля в светлую область Оценка величины и площади коррозии
Точечная коррозия Область точечной коррозии на поверхности ствола Пятнистое изменение температурного поля Пятнистое изменение температурного поля Оценка области коррозии
Коррозия сплошная г Область сплошной коррозии Изменение температурного поля в данной области Изменение температурного поля в данной области Оценка величины области коррозии
Приложение 13.
Утверждены
постановлением Госгортехнадзора
России от 18.06.03 № 95,
зарегистрированным
Министерством юстиции
Российской Федерации 20.06.03 г.,
регистрационный № 4781
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ДЫМОВЫХ
И ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТРУБ*
РД 03-610-03
1. Общие положения
1.1. Методические указания по обследованию дымовых и вентиляционных
промышленных труб (далее — Методика) разработаны в соответствии с Фе-
деральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российс-
кой Федерации, 1997, № 30, ст. 3588), постановлением Правительства Россий-
ской Федерации от 28.03.01 № 241 «О мерах по обеспечению промышленной
безопасности опасных производственных объектов на территории Российс-
кой Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001,
№15, ст. 1489), Правилами безопасности при эксплуатации дымовых и венти-
ляционных промышленных труб, утвержденными постановлением Госгортех-
надзора России от 03.12.01 № 56, зарегистрированным Минюстом России
05.06.02 г., регистрационный № 3500.
1.2. Методика распространяется на порядок и последовательность выполне-
ния комплекса работ по определению техническо-го состояния эксплуатируе-
мых дымовых и вентиляционных труб высотой более 20 м и объем техничес-
кой документации, выдаваемой специализированной организацией, выполнив-
шей обследование. Методика не распространяется на проведение осмотров
труб в процессе эксплуатации ответственным персоналом согласно ведомствен-
ным нормативным документам.
1.3. Обследования промышленных дымовых и вентиляционных труб (далее
— трубы) являются составной частью проведения экспертизы и выполняются
* Печатаются по «Российской газете» от 21 июня 2003 г., № 120/1.
352
организациями, имеющими лицензию Госгортехнадзора России на данный вид
деятельности.
1.4. К наиболее распространенным типам промышленных труб относятся:
- Железобетонные дымовые трубы:
• с футеровкой из глиняного кирпича, с частичной теплоизоляцией и воз-
душным невентилируемым зазором;
• с футеровкой из глиняного кирпича, теплоизоляцией из минераловатных
матов или полужестких плит, прижимной стенкой;
• с футеровкой из кислотоупорного кирпича, минераловатной теплоизо-
ляцией, прижимной стенкой и невентилируемым зазором;
• с монолитной футеровкой из полимерцементного и полимерсиликатно-
го бетона;
• с вентилируемым зазором между стволом и футеровкой;
• с внутренними металлическими газоотводящими стволами (МГС) и теп-
лоизоляцией наружной поверхности МГС;
• с внутренним стволом из композитных материалов (стеклопластик, стек-
лоуглепластик, стеклофаолит);
• дымовые и вентиляционные сборные железобетонные трубы из специ-
ального бетона.
- Кирпичные дымовые и вентиляционные трубы:
• с кирпичной футеровкой и теплоизоляцией в нижней части трубы;
• с кирпичной футеровкой по всей высоте ствола и теплоизоляцией ниж-
ней части ствола и воздушным невентилируемым зазором;
• с кислотоупорной кирпичной футеровкой и теплоизоляцией по всей вы-
соте трубы.
По конструктивным особенностям наиболее распространены металличес-
кие трубы следующих типов:
- самонесущие (с оттяжками или без них);
- самонесущие с внутренним газоотводящим стволом (2- или 3-ствольные
с гасителем колебаний);
- с несущей металлической башней;
- многоствольные с центральной несущей решетчатой металлической баш-
ней.
Дымовые и вентиляционные трубы из композитных материалов:
- из стеклопластика, сборные, с болтовым соединением царг;
- из углестеклопластика, сборные, с болтовым соединением царг;
- из стеклофаолита и фаолита, сборные, с болтовым соединением сегментов
царг и самих царг.
1.5. Обследования труб с целью определения технического состояния и ос-
таточного ресурса труб разделяются на плановые и внеплановые. Плановые
353
обследования труб проводятся через год после пуска в эксплуатацию и далее
через 5 лет для всех типов труб.
1.6. Внеплановые обследования труб выполняются в случаях:
• при появлении сквозных разрушений внутренних газоотводящих стволов
и их намокании со стороны межтрубного пространства;
• при разрушении кладки ствола на глубину более 15 % сечения стенки на
участке более '/ периметра ствола;
• при выколах и отслоении защитного слоя бетона ствола с выгибом стержней
вертикальной арматуры более 30 мм на участках более 1 м по окружности;
• при появлении сетки трещин с раскрытием более 5 мм и отслоении защит-
ного слоя бетона на площади более 10 % отдельной секции бетонирования;
• при отклонении оси ствола железобетонной или кирпичной трубы от вер-
тикали выше допустимого;
• после технологических аварий, связанных с воздействием импульсных на-
грузок большой мощности (газовый “хлопок”, значительное увеличение тем-
пературы отводимых газов и т.п.);
• при разрушении кирпичных оголовков;
• при частичном разрушении стен кирпичного или железобетонного ствола
площадью более 1 м2 и при падении разделительных стенок;
• при обвалах участков футеровок;
• при падении разделительных стенок;
• при систематическом намокании или обледенении наружной поверхности
железобетонного ствола;
• при возникновении прогаров в стволах металлических труб;
• при решении о консервации;
• для определения необходимости реконструкции;
• при пуске трубы после расконсервации;
• при необходимости наличия заключения о состоянии сооружения для по-
лучения предприятием лицензии на эксплуатацию производств и объектов.
2. Подготовительные работы к проведению обследования
2.1. Работы по обследованию труб выполняются специализированной орга-
низацией на основании технического задания на обследование трубы, которое
является основанием для разработки технической программы работ к договору.
2.2. Подготовительные работы, проводимые специализированной организа-
цией, включают рассмотрение следующей технической документации:
2.2.1. Акта приемки в эксплуатацию законченной строительством трубы.
2.2.2. Комплекта исполнительной сдаточной документации, в том числе сер-
тификатов и других технических документов, удостоверяющих качество при-
мененных материалов при возведении трубы, актов освидетельствования скры-
тых работ и журналов производства работ.
354
2.2.3. Актов на выполнение сушки и разогрева трубы перед вводом в эксплу-
атацию после окончания строительства или после производства ремонтных
работ.
2.2.4. Паспорта трубы со сведениями о фактическом режиме работы (темпе-
ратуре, объеме и составе отводимых газов и др.), проведенных обследованиях
и ремонтах.
2.2.5. Актов осмотров и заключений специализированных организаций.
2.2.6. Журнала контроля осадок и крена трубы в процессе строительства и
эксплуатации со схемами исполнительной съемки.
2.2.7. Документов, характеризующих инженерно-геологические условия тер-
ритории, на которой расположена дымовая труба.
2.2.8. Предписаний надзорных органов.
При отсутствии необходимой технической документации, которая перечисле-
на в данном разделе, в договоре между заказчиком и специализированной орга-
низацией может быть предусмотрено при проведении обследования проведе-
ние работ по измерению фактических геометрических размеров трубы и отдель-
ных ее элементов, измерения фактического крена трубы и другие работы.
2.2.9. При проведении подготовительных работ к обследованию трубы оце-
нивается возможность безопасного доступа к ее конструктивным элементам.
2.2.10. Работы по обследованию трубы проводятся по наряду допуску, ут-
вержденному и выданному заказчиком объекта в установленном порядке. Ко
всем элементам сооружения, подлежащим обследованию, должен быть обес-
печен свободный доступ.
2.2.11. При проведении работ по обследованию трубы должны выполняться
требования техники безопасности в соответствии с действующими в Российс-
кой Федерации строительными нормами и правилами, а также другими дей-
ствующими правилами охраны труда, санитарными и противопожарными нор-
мами.
3. Дефекты и повреждения труб
3.1. Дефекты труб есть отклонения качества, формы и фактических разме-
ров конструкций, их элементов и материалов от требований нормативных доку
ментов или проекта, возникающие при проектировании, изготовлении и воз-
ведении или монтаже. Дефекты подразделяются на наружные (видимые) и
внутренние (скрытые). Условные обозначения дефектов приведены в прило-
жении 2.1.
Дефекты, возникающие при изготовлении и транспортироваии конструкций
и материалов, должны быть выявлены и устранены до их применения, дефек-
ты возведения и монтажа — до приемки сооружения в эксплуатацию.
3.2. Повреждения труб есть отклонения качества, формы и фактических раз-
меров конструкций от требований нормативных документов или проекта, воз-
355
пикающие при эксплуатации. Характеристики основных дефектов и повреж-
дений дымовых и вентиляционных промышленных труб приведены в прило-
жении 2.2.
Повреждения конструкций труб происходят в результате механических (си-
ловых, температурно-влажностных), химических и комбинированных воздей-
ствий.
Повреждения от силовых воздействий возникают вследствие несоответствия
реальных условий работы конструкций расчетным и проявляются в виде мес-
тных разрушений (разрывов, трещин, сколов кирпича, бетона с выпучиванием
продольной арматуры и др.), а также в форме чрезмерных деформаций эле-
ментов сооружения (искривление ствола, несущих металлоконструкций, кре-
ны и осадки фундаментов, выпучивание и искривление участков стен и футе-
ровки ствола, металлоконструкций и др.).
Повреждения от температурно-влажностных воздействий проявляются в об-
разовании системы вертикальных и горизонтальных трещин, в отслоении кир-
пича и бетона лещадками, образовании конденсата с выходом на наружную
поверхность трубы и образовании наледей в зимнее время.
Повреждения от химических воздействий возникают в результате действий
агрессивных сред, проявляются в виде химической и электрохимической кор-
розии бетона, раствора, металлов, разрушения защитных покрытий и являют-
ся наиболее опасными, как вызывающие наибольшие разрушения.
3.3. Категория опасности дефекта и повреждения конструкций труб уста-
навливается по следующим признакам:
«А» — дефекты и повреждения основных несущих конструкций труб, пред-
ставляющие непосредственную опасность их разрушения;
«Б» — дефекты и повреждения труб, не представляющие при их обнаруже-
нии непосредственной опасности разрушения их несущих конструкций, но
способные в дальнейшем вызвать повреждения других элементов и узлов или
при развитии повреждения — перейти в категорию “А”;
«В» — дефекты и повреждения локального характера, которые при последу-
ющем развитии не могут оказать влияния на Основные несущие конструкции
труб.
3.4. Техническое состояние труб классифицируется как:
а) исправное — все элементы трубы удовлетворяют требованиям действую-
щих нормативных документов и проектной документации;
б) работоспособное — удовлетворяются требования обеспечения производ-
ственного процесса и дальнейшей безопасной эксплуатации трубы, но имеют-
ся незначительные отступления от действующих нормативных документов и
проекта;
в) ограниченно работоспособное — возможна дальнейшая эксплуатация тру-
бы при определенных ограничениях и разработке мероприятий по контролю
356
за состоянием конструкций, параметрами технологического процесса, нагруз-
ками и воздействиями, а также при разработке мероприятий по устранению
выявленных дефектов и повреждений в установленные сроки;
г) неработоспособное — возможна потеря несущей способности основных
элементов или сооружения в целом, исключающая дальнейшую эксплуатацию
без проведения ремонта;
д) предельное — дальнейшая эксплуатация трубы недопустима или нецеле-
сообразна либо восстановление ее работоспособного состояния невозможно
или нецелесообразно.
3.5. Дефекты и повреждения труб категории «В» и отдельные повреждения
с незначительным развитием категории «Б» допускается устранять по техни-
ческой документации, разработанной проектно-конструкторскими подразде-
лениями организаций, эксплуатирующих объект. Дефекты и повреждения ка-
тегории «А» и повреждения категории «Б», способные при быстром развитии
перейти в категорию «А», должны устраняться только в соответствии с техни-
ческой документацией, разработанной специализированной организацией, име-
ющей разрешение (лицензию) Госстроя России на данный вид деятельности и
экспертизы промышленной безопасности технической документации (проек-
та), утвержденной Госгортехнадзором России.
4. Проведение обследования
4.1. Целью обследования трубы является определение дефектов и поврежде-
ний, влияющих на дальнейшую безопасность ее эксплуатации, и выявление
причины повреждений.
4.2. При проведении обследования труб используется специальное оборудо-
вание, аппаратура и приборы (приложение 2.3) и выполняется следующий
объем работ:
• анализ имеющейся проектной, исполнительной и эксплуатационной доку-
ментации;
• наружный осмотр всех конструктивных элементов трубы;
тепловизионное обследование железобетонной и кирпичной трубы (при не-
обходимости);
• внутренний осмотр газоотводящего ствола или футеровки;
• осмотр межтрубного пространства труб типа «труба в трубе»;
• определение прочности и состояния материалов неразрушающими мето-
дами контроля, отбор образцов и проведение лабораторных испытаний (при
необходимости);
• определение крена (искривления) и осадки трубы при отсутствии соответ-
ствующих измерений;
• исследование изменений характеристик грунтов основания и гидрогеоло-
гических условий при наличии недопустимого крена трубы;
357
• замеры температурно-влажностных, аэродинамических режимов и эксп-
луатационных параметров газовой среды в случае несоблюдения проектного
режима эксплуатации и отсутствия данных по фактическому режиму (при не-
обходимости);
• расчеты несущей способности ствола и конструкций с учетом выявленных
дефектов и повреждений категории опасности «А»;
• установление причин повреждений;
• оформление заключения.
4.3. Обследованию предшествуют осмотры наружной поверхности ствола
трубы с ходовой лестницы, светофорных площадок, а также с подъемных при-
способлений или конструкций рядом расположенных зданий и сооружений с
использованием биноклей, видеокамер большой разрешающей способности и
другой оптической техники. Визуальные наблюдения за состоянием элемен-
тов конструкций трубы с помощью оптических приборов должны предшество-
вать подъему людей.
4.4. При наружном обследовании ствола трубы выявляется состояние несу-
щих конструкций: кирпичной кладки, бетона, плотность сцепления бетона с
арматурой, наличие ее оголения и прогибов, наличие и ширина раскрытия вер-
тикальных трещин, отслоения защитного слоя бетона, наличие и величина
плохо уплотненных участков бетона, состояние конструкций, оценка степени
коррозии металла, состояние антикоррозионных покрытий, целостность свар-
ных швов, заклепочных и болтовых соединений, повреждений ходовых лест-
ниц, состояние вантовых растяжек, узлов их крепления и другие дефекты, раз-
личаемые и оцениваемые визуально.
4.5. С целью получения своевременной информации о техническом состоя-
нии дымовой железобетонной или кирпичной трубы в целом и имеющихся
дефектах в ее конструкции в необходимых случаях (не реже одного раза в 5
лет) производится тепловизионное обследование.
Тепловизионное обследование необходимо проводить при: перегревах обо-
лочки трубы относительно проектных величин, выявленных в ходе наружного
обследования при помощи контактных приборов;
- протечках конденсата, намокании наружной поверхности дымовой трубы
и ее обледенении в зимнее время;
- определении фактического состояния конструкции дымовой трубы (нали-
чие проектных конструктивных элементов: теплоизоляции, прижимной клад-
ки, ширины зазора и т.д.) при выявлении в ходе обследования в контрольных
местах вскрытия футеровки, монтажных проемов, отбора проб из оболочки
(на всю ее толщину);
- значительном охлаждении относительно расчетных величин в газоотводя-
щем стволе дымовых газов;
358
- отсутствии эффекта в работе вентиляционной системы на трубах с проти-
водавлением;
- проведении ремонтных работ по восстановлению или повышению тепло-
защитных свойств конструкции дымовой трубы.
В ходе диагностики дымовой трубы при помощи тепловизора могут быть
выявлены скрытые (внутренние) дефекты, которые невозможно определить
традиционным способом обследования с подвесной оснастки, такие, как ло-
кальное отсутствие тепловой изоляции между стволом и футеровкой, места
засоренности вентилируемого канала и др. Поэтому термографирование ды-
мовой трубы целесообразно проводить как начальный этап экспертизы про-
мышленной безопасности дымовых труб.
4.6. Внутреннее обследование футеровки и газоотводящих стволов труб про-
водится, как правило, при остановленных обслуживаемых агрегатах и отклю-
ченных от них труб. В случае невозможности по технологическим причинам
или экономической нецелесообразности остановки технологических процес-
сов, связанных с дымовой трубой, производится обследование футеровки без
остановки обслуживаемых агрегатов с помощью тегаювизион-ной техники или
диагностического комплекса, включающего видеосканеры с системой термо-
и аэростабилизации и подвижным механизмом. При остановке обслуживае-
мых агрегатов и отключении от них трубы внутреннее обследование прово-
дится при помощи специально смонтированной оснастки. При этом в случае
отсутствия признаков обвалов футеровки обследование допускается произво-
дить по схеме “снизу - вверх”, в случае наличия обвалов — только по схеме
“сверху - вниз”. При перемещении вниз нависшие участки футеровки отсло-
ившейся штукатурки и золы сбрасываются внутрь трубы.
4.7. При аварийном состоянии футеровки, при котором не имеется условий
безопасного подъема в люльке, или при проведении обследования без оста-
новки подключенных агрегатов осмотр футеровки может производиться с при-
менением специальной аппаратуры для видеосъемки с дистанционным управ-
лением.
4.8. Обследование межтрубного пространства труб типа «труба в трубе» про-
изводится с внутренних ходовых лестниц и перекрытий. При этом:
- проверяется состояние внутренней поверхности железобетонного ствола,
рабочих швов бетонирования, конструктивных элементов газоотводящего крем-
небетонного, металлического, кирпичного или композитного газоотводящих
стволов;
- определяется состояние стыков и компенсаторов, скользящих горизонталь-
ных упоров, поясов усиления, ребер жесткости, сварных швов, теплоизоля-
ции, крепления тяг и подвесок, перекрытий, металлоконструкций смотровых
площадок и лестниц, ходовых скоб;
359
- производится оценка степени коррозии материалов, а также закладных де-
талей в железобетонном стволе для крепления внутренних металлоконструк-
ций.
4.9. Обследование металлических конструкций труб включает следующие
этапы:
• внешний осмотр несущих элементов металлических конструкций;
• проверку элементов металлических конструкций одним из методов нераз-
рушающего контроля;
• проверку качества соединений элементов металлических конструкций (свар-
ных, болтовых, шарнирных и др.);
• измерение остаточных деформаций оболочек, стоек, балок и отдельных по-
врежденных элементов;
• оценку степени коррозии несущих элементов металлических конструкций.
4.9.1. Обследование поверхности конструкций следует проводить с приме-
нением оптических средств (10-кратной лупы), при этом особое внимание
должно уделяться следующим местам возможного появления повреждений:
- участкам резкого изменения сечений узлов и сварных соединений;
- участкам, где при работе возникают значительная коррозия, износ, напря-
жения (узлы подвесок, опирания и горизонтальных упоров ствола);
- местам, подвергшимся повреждениям или ударам во время монтажа или
эксплуатации;
- местам, где при работе возникают осевые или крутящие усилия в соедине-
ниях (шарниры);
- участкам, имеющим ремонтные сварные швы.
4.9.2. При проведении внешнего осмотра необходимо обращать особое вни-
мание на наличие следующих дефектов:
• трещин в основном металле, сварных швах и околошовной зоне, косвенны-
ми признаками которых является шелушение краски, подтеки ржавчины и т.д.;
• механических повреждений, коррозии;
• расслоения основного металла;
• некачественного исполнения сварных соединений;
• люфтов шарнирных соединений, ослабления болтовых соединений.
4.9.3. При обнаружении признаков наличия трещин и недопустимых дефек-
тов в металлической конструкции или сварном шве эти места подвергаются
обязательной дополнительной проверке одним из методов неразрушающего
контроля.
Выбор технических средств для проведения неразрушающего контроля оп-
ределяет организация, проводящая обследование.
Указания по выбору технических средств и методик выполнения различных
методов неразрушающего контроля устанавливаются нормативными докумен-
тами.
360
4.9.4. При обследовании состояния металлоконструкций дымовых труб при-
меняются следующие методы неразрушающего контроля:
- ультразвуковая толщинометрия — для определения толщины металла и
определения степени коррозийного износа (обязательный контроль металла
ствола трубы);
- ультразвуковая дефектоскопия — для контроля качества металла и свар-
ных соединений;
- цветная дефектоскопия — для выявления невидимых дефектов (трещин
расслоений, пор, раковин и т.д.) с определением их расположения и протяжен-
ности на поверхности.
4.9.5. При обнаружении расслоения металла (например, при проведении уль-
тразвуковой толщинометрии металлоконструкции) должна быть определена
ультразвуковыми методами зона распространения дефекта по площади листа.
4.9.6. Контроль состояния болтовых соединений следует осуществлять ви-
зуально и простукиванием молотком. Ослабление болта можно определить по
более глухому звуку удара и по характеру отскока молотка. В сомнительных
случаях проверку производят двумя молотками: одним выполняют удар по
внешней головке, а другой держат прижатым противоположно. Если болт ос-
лаблен, то при ударе первым молотком по головке происходит резкий отскок
второго молотка.
У болтовых соединений при визуальном контроле следует установить нали-
чие проектного количества болтов в соединении, а также их явные дефекты
(трещины, смятия, отрыв головки и т.п.).
У высокопрочных и других видов болтов, для которых в эксплуатационной
документации указано усилие затяжки, дополнительно динамометром конт-
ролируется усилие затяжки.
4.9.7. По дымовым трубам с гасителями колебаний и многоствольным комп-
лексам с центральной решетчатой башней дополнительно необходимо прове-
сти обследования в соответствии с рекомендациями инструкции по эксплуата-
ции.
4.10. При осмотре сборных железобетонных труб должны быть проверены:
• состояние стыковых соединений;
• наличие раствора в стыках;
• заполнение ниш раствором; наличие трещин как на царгах, так и между
ними;
• следы выхода конденсата дымовых газов;
• целостность защитного слоя бетона или облицовочных плиток.
4.11. При осмотре труб проверяются наличие и исправность на трубах конт-
рольно-измерительных приборов, исправность системы принудительной вен-
тиляции в дымовых трубах с противодавлением в воздушном зазоре между
361
стволом и футеровкой, предусмотренных проектом, молниезащиты и светово-
го ограждения, состояние маркировки трубы.
4.12. Замеры параметров температурно-влажностных и аэродинамических
режимов производятся специалистами экспертной организации с составлени-
ем режимных карт по газовому тракту от теплотехнического агрегата до тру-
бы, в стволе трубы и зазоре между стволом и футеровкой или в межтрубном
пространстве. Замеры производятся в специально предусмотренных проек-
том местах, а при их отсутствии в месте входа газохода и на отметках отбора
проб материалов.
4.13. В процессе обследования производится фото- и видеосъемка наиболее
опасных дефектов.
4.14. Определения полного и частных кренов, излома, изгиба и осадки тру-
бы производятся геодезическим методом. Прирост крена железобетонных и
кирпичных труб может определяться по разности осадки марок, установлен-
ных на отметке 0,5-1,0 м в цокольной части трубы.
4.15. Обследование фундамента и исследование характеристик грунтов ос-
нования железобетонных и кирпичных труб производится в случае обнаруже-
ния осадки или крена, превышающих предельно допустимые величины.
4.16. Решение об использовании того или иного метода неразрушающего
контроля, отбора образцов бетона, металла, кирпича, раствора кладки, а также
количество участков измерений определяются программой в зависимости от
состояния несущих конструкций трубы по результатам визуального обследо-
вания, длительности и режима ее эксплуатации.
Отбор проб материалов производится не менее чем на трех отметках по вы-
соте трубы. Лабораторные испытания отобранных проб должны производить-
ся согласно действующим в Российской Федерации стандартам с оформлени-
ем испытаний соответствующими актами.
4.17. Все выполненные в ходе обследования замеры параметров газовой сре-
ды, температурно-влажностного и аэродинамического режимов, результаты
осмотров, тепловизионной и геодезической съемок дымовой трубы включа-
ются в технический акт обследования, который составляется на объекте и под-
писывается представителями эксплуатирующей организации, выполняющей
обследование.
4.18. В случае обнаружения при обследовании опасных деформаций, дефек-
тов и других признаков возможного обрушения трубы специализированная
организация, выполнившая обследование в письменной форме, немедленно
уведомляет об этом руководителя организации (предприятия) и направляет
копию уведомления в территориальные органы Госгортехнадзора России.
362
5. Оформление технического отчета по обследованию
5.1. Результаты обследования оформляются в виде «Технического отчета по
обследованию промышленной трубы». Отчет состоит из основной части и при-
ложений и включает, как правило, следующие разделы.
5.1.1. Титульный лист, на котором дается краткая информация о специализи-
рованной организации, выполнившей обследование, и ответственных испол-
нителях.
5.1.2. Оглавление. Включается перечень разделов отчета.
5.1.3. Копия лицензии, техническое задание на выполнение работы, програм-
ма обследования трубы.
5.1.4. Введение. В нем излагаются:
• основание для проведения обследования;
• цели обследования;
• характер обследования (наружное обследование без остановки подключен-
ных агрегатов, комплексное обследование, обследование отдельных конструк-
тивных элементов и др.);
• использованные методики и нормативные документы;
• сроки обследования;
• сведения об используемых приборах и оборудовании, примененных при
обследовании трубы.
5.1.5. Анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документа-
ции. В нем излагаются:
- характеристика трубы и ее основные параметры;
- примененные конструктивные решения;
- примененные строительные материалы;
- отступления от проекта, в том числе согласованные во время строитель-
ства с проектной организацией;
- режимы эксплуатации трубы;
- данные о проведенных ранее обследованиях и ремонтах.
5.1.6. Результаты обследования трубы:
• описание обнаруженных дефектов всех конструктивных элементов трубы
с составлением карты дефектов;
• оценка качества примененных строительных материалов, конструкций и
их соединений, а также примененного оборудования;
• оценка осадки фундамента и крена трубы;
• отклонения геометрических размеров от проекта, допущенные при строи-
тельстве;
• результаты фото- и видеосъемки опасных дефектов.
5.1.7. Выводы и рекомендации
363
5.1.7.1. Результаты обследований специализированной организацией долж-
ны быть оформлены заключением, в котором приводится характеристика ос-
новных выявленных дефектов и повреждений конструктивных элементов трубы
с указанием вероятных причин их образования, дается оценка технического
состояния с указанием категории опасности выявленных дефектов, вида тех-
нического состояния трубы, вывод о возможности (или невозможности) даль-
нейшей безопасной эксплуатации. В рекомендациях по дальнейшей эксплуа-
тации трубы указать возможные методы и способы ремонта, восстановления
или усиления дефектных и поврежденных конструкций, а также определить
сроки их устранения в зависимости от категории опасности дефектов и по-
вреждений. К технической документации по результатам обследования долж-
ны быть приложены схемы дефектов, фотовидеоизображения ствола трубы в
целом или по участкам, иллюстрации наиболее опасных повреждений и де-
фектов конструкций. Основные положения заключения в части оценки несу-
щей способности ствола трубы и несущих конструкций с учетом их повреж-
дений и дефектов при необходимости должны быть обоснованы соответству-
ющими расчетами.
5.1.7.2. В рекомендациях указывается необходимый срок следующего обсле-
дования трубы.
5.1.7.3. Все материалы выполненного обследования прилагаются к паспорту
соответствующей трубы.
5.1.7.4. Технический отчет подписывается лицами, проводившими обследо-
вание и составлявшими отчет, и утверждается руководителем специализиро-
ванной организации или уполномоченным на это лицом.
364
Приложение 13.1
Условные обозначения дефектов железобетонной
и кирпичной дымовой трубы
Обозначение Наименование Характеристи ка
100 Подтеки конденсата без признаков выщелачивания Следы фильтрации влаги
300 \| 11/ Подтеки конденсата с признаками выщелачивания Следы фильтрации влаги и отложения солей
1000 Дефектный шов Шов бетонирования с наличием крупнопористого бетона и раковин (дефект строительства)
1500 Разрушающийся шов Шов бетонирования с признаками разрушения: расслоением бетона, образованием каверн и т.д.
5 -Н-НН- Обнаженная, непрогнутая арматура Выход арматуры на поверхность. Цифрами показано количество стержней: сверху — вертикальных, сбоку — горизонтальных
4/5-500 Обнаженная, прогнутая арматура Выход арматуры на поверхность при деформации (осадке) ствола с изгибом вертикальной арматуры. Количество изогнутых стержней/ стрела прогиба — длина изогнутых стержней
Шелушение Поверхностное разрушение кирпичной кладки или бетона на глубину менее 10 мм, без обнажения арматуры
Разрушение защитного слоя бетона или поверхности кирпича Поверхностное разрушение бетона на глубину более 10 мм, без обнажения арматуры, кирпича до 20 мм, швов до 40 мм
5 Отслаивание защитного слоя бетона Поверхностное разрушение или сколы бетона с обнажением арматуры, цифрами стержни: сверху вертикальные, сбоку горизонтальные
200 Сквозное разрушение Разрушение стенки ствола и футеровки на всю толщину
Трещина Трещина на поверхности стенки, цифрами показана ширина раскрытия 3-5 мм
\<г Волосяные трещины Трещины волосяные с раскрытием менее 0,5 мм
5/30 41J4 Глубокое разрушение Разрушение стенки ствола за арматуру или более 1/4 кирпича в кладке. Цифрами показано количество стержней: 4 — горизонтальные, 5 — вертикальные, 30 — глубина
(0? Крупнозернистый бетон Бетон непровибрированный или с малым количеством цементного камня
Цемент с низкой прочностью Участки ствола с маркой менее 100 и наличием отслоения крупного заполнителя от цементного камня _
365
Продолжение табл.
Обозначение Наименование Характеристика
х- К Нарушение болтового крепления Болтовое крепление непригодно для даль- нейшей эксплуатации
1 Поврежденный молниеприемник Поврежден молниеприемник или нарушена молниезащита трубы
1 -ZJ Выпадение отдельных кирпичей
1 1—1 Выпадение (обрушение ) фрагментов кладки
Обледенение
—1 Ослабление натяжения стяжных колец
Условные обозначения дефектов
металлической дымовой трубы
Обозначение Наименование Характеристика дефекта
юо Подтеки конденсата Следы фильтрации влаги
1 о О ( 500/24 Сплошная коррозия Область сплошной коррозии на поверхности
2300_ Точечная коррозия Область точечной коррозии на поверхности ствола
300 О /**Т о f—1—1 Г] К17 Вмятина Поверхностная деформация стенки ствола без разрушения
Частичное разрушение теплоизоляции Обнажение части ствола (ее наружной поверхности)
Полное разрушение теплоизоляции Полное обнажение наружной поверхности ствола
500 Дефектный шов Сварной шов, плохо проваренный при монтаже
700 Разрушающийся шов Сварной шов, разрушающийся от коррозии
200^2) 200 Сквозное разрушение Разрушение металла стенки на всю толщину
366
Продолжение табл.
Обозначение Наименование Характеристика дефекта
t 3-5 Трещина Трещина на поверхности стенки (цифрами показана ширина раскрытия трещины, мм)
Волосяные трещины Трещины волосяные с раскрытием менее 0,5 мм
। 3500 । Разрушение гибкого компенсатора Образование горизонтальной щели между самостоятельными участками газохода
t-m-u-t Примечания, размер окружност коррозией. 2. Услс дефектов с внутре Разрушение гибкого компенсатора с выходом (подсосом) газов 1. Цифрами в графе “Обознач и стенки, сбоку — размер по в звные обозначения дефектов п иней стенки обозначается пуш Образование вертикальной щели между участками ствола с выходом дымовых газов ения” показаны размеры дефектов в мм: вверху — ысоте, в контуре — глубина слоя, разрушенного оказаны для наружной стороны трубы. Расположение стирными линиями.
Условные обозначения дефектов
стеклопластиковой дымовой трубы
Обозначение Наименование Характеристи ка
1000 Подтеки конденсата Следы фильтрации влаги
1500 Неплотный стык царг Нарушение герметичного фланцевого соединения царг
Шелушение Поверхностное разрушение стенки газоотводящего ствола
5 Отслаивание поверхностного слоя Расслоение стенки газоотводящего ствола
Разрушение компенсатора с выходом (подсосом) газов Образование вертикальной щели между участками ствола с выходом дымовых газов
600 200 Сквозное разрушение Разрушение стенки газоотводящего ствола
367
Приложение 13.2
Характеристика основных дефектов и повреждений дымовых и вентиляционных труб
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
1 Крен дымовой трубы выше допуска Все виды труб Нарушение несущей способности основания Измерение крена геодезическим методом Демонтаж верхней части трубы железобетонной, кирпичной. Укрепление основания. Выправление крена металлической трубы “А”
2 Излом ствола трубы более 200 мм Железобетон- ные трубы Разрушение, сколы бетона в дефектных швах бетонирования, обнажение, выпучивание арматуры Визуально место излома, измерение наклона ствола геодезическим методом Усиление ствола трубы железобетонной обоймой в месте излома. Ремонт футеровки для повышения газоплотностн “А”
Металличес- кие трубы Защемление в зоне горизонтального упора; одностороннее разрушение фланцевого стыка; нарушение конструкции компенсаторного стыка Тоже Восстановление узлов “А”
3 Изгиб верхней части ствола более 300 мм Кирпичные трубы Сульфатная коррозия кирпичной кладки Визуально, геодезическими измерениями Разборка верха ствола трубы до прочной несульфатированной кладки. Антикоррозионная защита ствола (изнутри) или футеровки “А”
4 Разрушение защитного слоя, обнажение и коррозия арматуры Железобетон- ные трубы Размораживание, выщелачивание бетона, Карбонизация бетона Визуально, определение прочности бетона склерометром, ультразвуковым методом Усиление обоймы в случае повреждения более четверти периметра. Восстановление защитного слоя при меньших локальных повреждениях, повышение газоплотности футеровки "А” “Б”
5 Разрушение кирпича иа глубину более 50 мм по 1/2 периметра и более Кирпичные трубы Размораживание и расслоение кирпичной кладки из-за повышенной паропроницаемости ствола, низкая температура и высокая влажность дымовых газов Визуально Разборка ствола до ненарушенной кладки,восстановление гидроизоляционного, антикоррозионного покрытия изнутри ствола или футеровки “А”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
6 Вертикальные трещины раскрытием более 10 мм Кирпичные трубы Нерасчетные температурные напряжения в стенке ствола или недостаточное обжатие металлическими бандажами Визуально Установка дополнительных банда- жей, заделка трещин термостойким герметикой, соблюдение режима “Б”
7 Следы выхода конденсата на наружную поверхность трубы по швам бетонирования или стыкам Все виды труб Низкие, непроектные тепловые нагрузки, нарушение газоплотности футеровки, разуплотнение фланцев и прогары в металлических трубах Визуально Ремонт футеровки для повышения ее газоплотности, установка внутреннего металлического или стеклопластикового газоотводя- щего ствола в кирпичных и железо- бетонных трубах. Уплотнение фланцев, заделка прогаров “Б”
8 Опрокидывание чугунных элементов оголовка трубы Железо- бетонные и кирпичные трубы Сульфатация раствора кладки кирпичной футеровки Визуально Разборка 5-7 рядов кирпича верхнего звена футеровки, восстановление проектного положения чугунных элементов оголовка трубы “Б”
9 Сетка трещин на поверхности ствола дымовой трубы с раскрытием до 5-8мм Железо- бетонные трубы Отслоение защитного слоя бетона при глубоком расположении арматуры, недостаточная газоплотность футеровки Визуально. Повышенная паропроницаемость, пониженная прочность бетона ствола. Измерение прочности бетона Удаление отслоившегося бетона. Ремонт поврежденных локальных участков или устройство обоймы в случае повреждения более 1/4 по периметру трубы “Б”
10 Трещины по ходу расположения вертикальной арматуры Железо- бетонные трубы Заниженная толщина защитного слоя, коррозия арматуры, температурные напряжения Визуально в местах выхода арматуры, с помощью прибора ИЗС, определяющего глубину расположения арматуры Ремонт защитного слоя пенетри- рующими ремонтными составами после очистки арматуры от корро- зии и дополнительного армиро- вания при износе более 20 % “Б”
11 Сквозные отверстия в стволе трубы Все виды труб Коррозионное разрушение бетона, кирпича, металла из- за отсутствия гидроизоляции и антикоррозионной защиты Визуально. Определение прочности бетона на смежных участках ультразвуковым методом и отбором и испытанием кернов Ремонт ствола по заделке локаль- ных, менее 0,5 м2 повреждений, определение несущей способности ствола с учетом степени износа смежных участков ствола для разработки технического решения по восстановлению надежности дымовой трубы | “А”, “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
12 Пониженная, по сравнению с проектом, прочность бетона ствола, более 30 % Железо- бетонные трубы Несоблюдение технологии бетонирования ствола, нарушение структуры бетона под воздействием агрессивной среды Ультразвуковой метод. Отбор проб бетона и испытание разрушающим методом В зависимости от местоположе- ния и объема повреждения разрабатывается техническое решение по восстановлению надежности дымовой трубы “А”, “Б ’
13 Срез болтов, соединяющих царги, нарушение плотности Сборные железо- бетонные трубы Непроектное соединение царг, коррозионный износ болтов Визуально, по выходу конденсата Замена поврежденных болтов, ремонт швов между царгами ь
14 Местные прогибы стволов в виде выпучин, гофр Металические, стеклопласти- ковые трубы Коррозионный износ стенки ствола в зоне деформации. Старение композитного материала, повышение температуры Визуально, толщиномет- рия металлического ствола трубы ультразву- ковым прибором, твердомером (композитные стволы) Усиление металлического ствола, замена изношенных царг “А”
15 Трещины с раскрытием более 0,3 мм на поверхности ствола Стеклопласти- ковые, фаоли- товые, стекло- фаолитовые трубы Старение материала под воздействием эксплуатационной и внешней среды Визуально, определение прочностных характе- ристик твердомером типа Барколь материала ствола Ремонт ствола полимерными смолами “Б”
16 Ослабление болтового соединения царг и сегментов трубы Стеклопласти- ковые, стекло- фаолитовые, фаолитовые трубы Снижение затяжки болтов вследствие релаксации материала, динамических воздействий Визуально по следам выхода конденсата дымовых газов Проверка степени затяжки болтов, контроль за сохранением уплотнения соединения царг и сегментов трубы Б
17 Локальное расслоение стеклопластика, стеклофаолита Стеклопласти- ковые и стекло- фаолитовые трубы Воздействие эксплуатационной среды, повышенной температуры Проверка состояния стенки ствола ультразвуковым прибором типа ДУК-20 Техническое решение принимается в зависимости от местоположения, объема повреждения, его влияния на несущую способность трубы Б
№ п/п 1 9 Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Иродолэк Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению ение табл. Категория опасности
1 О 1 0 Нарушение плотности компенсатора Подвесные металлические, стеклопластиковые, стеклофаолитовые газоотводящие стволы труб Динамические воздействия на конструкцию компенсатора, недолговечность выбранного материала Визуально Замена изношенного уплотнения компенсатора “Б”
1 7 од Повышенная коррозия в опорной части ствола, в зоне фланцевых соединений, в местах крепления оттяжек, светофорных площадок, лестниц Металлические самонесущие трубы Концентраторы образования коррозии Появление прогаров в виде щелей, сквозных отверстий со следами выхода конденсата дымовых газов. Контроль коррозионного износа ультразвуковыми приборами в указанных местах Периодичность и объем контроля коррозионного износа с учетом скорости коррозии в локальных зонах максимального коррозионного износа. Усиление ствола методом замены изношенных участков ствола или их усиления “А”, “Б” в зависи- мости от износа
Z.U 'У 1 Неравномерное натяжение вантовых растяжек Металлические самонесущие трубы Отсутствие контроля за состоянием растяжек Визуально по стреле прогиба растяжки Проверка натяжения растяжек весной и осенью. Восстановление равно мерного натяжения на уровне 600-900 кг/см2 в зависимости от высоты дымовой трубы “Б”
2 1 Повреждение горизонтальных скользящих упоров, фиксирующих ствол в металлической башие или железобетонной оболочке Многоствольные дымовые трубы, металлические дымовые трубы в металлических башнях Неравномерные нагрузки Визуально по разрушению горизонтальных упоров. Измерение зазоров - v Замена и ремонт поврежденных горизонтальных упоров, проверка коррозионного износа стенки по всему периметру ствола на отметке упоров. Ремонт ствола в местах сквозных отверстий и щелей “А”, “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
22 Низкочастотная вибрация внутренних газоотводящих стволов Многостволь- ные трубы с подвесными секциями стволов Динамические возмущения потока отводимых дымовых газов Визуально, приборами измерения вибрации ствола с частотой менее 3 Гц на отметке расположения упоров Антикоррозионная защита внут- ренней поверхности металичес- ких стволов на уровне горизон- тальных упоров, в местах крепления подвесок стволов “А” — при сквозном локальном повреждении; “Б” — при износе менее 30%
23 Сульфатная коррозия внутренней поверхности бетона ствола Железо- бетонные трубы Воздействие конденсата дымовых газов при работе котлов на сернистом топли- ве из-за недостаточной газоплотностн футеровки Выбуривание кернов на всю толщину ствола с последующим хими- ческим анализом бето- на на содержание серы В зависимости от глубины и площади повреждения бетона ствола разрабатываются решения по реконструкции дымовой трубы или ее ремонту “А” “Б”
24 Неплотная заделка монтажных проемов Железо- бетонная труба Дефекты строительства Визуально Ремонт по заделке монтажных проемов в соответствии с проектом “Б“
25 Шелушение поверхности бетона и маркировочной Железо- бетонные трубы Воздействие внешней (в основном)среды Визуально Нанесение гидрофобного покрытия на бетон и использование паропроницаемых красок для маркировки трубы “Б”
26 Трещины в балках и плитах перекрытия, коррозия арматуры Железо- бетонные и кирпичные трубы Непроектные нагрузки от золовых отложений, неисп- равность гидроизоляции перекрытия, непроектное исполнение конструкций Визуально и с опреде- лением прочности бетона склерометром и ультразвуковым тестером Ремонт перекрытия трубы в случае снижения несущей способности конструкций перекрытия “Б”
27 Крупнопористый бетон ствола трубы Железо- бетонные трубы Несоблюдение технологии бетонирования Визуально Ремонт наружной поверхности безусадочным ремонтным составом, желательно обладающим пенетрирующими свойствами “Б”
28 Неплотности в местах ввода газоходов Все виды труб Дефекты строительства, коррозионные и другие виды разрушения, уплот- нения узлов сопряжения газохода и ствола трубы Визуально Ремонт по восстановлению плотности вводов газоходов “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид н местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
29 Разрушение теплоизоляции Железобетонные, кирпичные, металлические трубы Старение материала, разрушение минваты, диатомового кирпича при воздействии конденсата дымовых газов При вскрытии футеровки, при тепловизионном обследовании трубы Восстановление теплоизоляции при замене футеровки. Восстановление теплоизоляции путем засыпки зазора сухой смесью или заполнением вспенивающимся теплоизоляционным материалом “Б”
30 Незаделанные ниши и отверстия в футеровке Железобетонные и кирпичные трубы Дефекты строительства Визуально при внутреннем обследовании трубы Ремонт по заделке ниш и отверстий “Б”
31 Вертикальные трещины в футеровке с раскрытием более 5 мм Железобетонные и кирпичные трубы Нарушение теплового режима эксплуатации трубы, а также неисправность теплоизоляции Визуально при внутреннем обсле- довании, а также при тепловизион-ном обследовании без останова трубы Замена футеровки и теплоизоляции при раскрытии трещин более 20 мм. Ремонт фибробетоном. Установка внутреннего металлического или стеклопластикового ствола “Б”
32 Деформация футеровки выпучинами более 300 мм, локальными и опоясывающими с подпором и разрушением слезников Железобетонные и кирпичные трубы Сульфатация раствора кирпичной кладки Визуально при внутреннем обследовании Замена футеровки “А”
33 Пустошовка в кладке футеровки, снижение газоплотности и прочности футеровки Железобетонные и кирпичные трубы Разрушение раствора при его сульфатации или вследствие растворения связующего натриевого стекла конденсатом дымовых газов при работе котлов на природном газе Визуально и механическим воздействием при внутреннем обследовании футеровки Ремонт футеровки (при отсутствии трещин) фибробетоном, торкретом, кремнийорганическими покрытиями в зависимости от объема и глубины разрушения раствора “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
34 Сетка трещин с раскрытием более 2 мм в отдельных звеньях футеровки Железо- бетонные и кирпичные трубы Хлопки вследствие взрыва в топке котла или в газоотводящем тракте Визуально, при внут- реннем обследовании, как правило, при этом заметны в зоне трещин смещения футеровки к стволу трубы Ремонт поврежденных участков футеровки путем нанесения фибробетона, торкрета, кислотоупорной обмазки “Б”
35 Разрушение кирпич- ной кладки лещадка- ми на глубину не более 20 % толщины футеровки Железо- бетонные и кирпичные трубы Воздействие эксплуатационной среды Визуально, при внут- реннем обследовании с отбором образцов кир- пича и раствора для лабораторных исследо- ваний материалов Ремонт футеровки путем нанесения фибробетона, торкрета. В случае разрушения кладки до 40-50 % толщины футеровка заменяется или устанавливается внутренний газоотводящий ствол “Б” “А”
36 Косые трещины в футеровке в зонах консолей с раскры- тием более 5 мм с подпором слезников Железо- бетонные и кирпичные трубы Рост футеровки вследствие сульфатной коррозии Визуально, при внутреннем обследовании Перекладка локальных участков футеровки, поврежденных трещинами “Б”
37 Г оризонтальные опоясывающие тре- щины в монолитной полимерцементной или полимерсиликат- иой футеровке раскрытием до 5 мм Железо- бетонные трубы Нарушение технологии бетонирования или сушки и разогрева трубы при пусках Визуально, при внутреннем обследовании. Глубина трещин проверятся ультразвуковым методом или выбуриванием керна Заделка трещин ремонтными растворами н дополнительно покрытием кремнийорганическим материалом “Б”
38 Неоднородность полимербетонной, полимерсиликатбето иной футеровки Железо- бетонные трубы Нарушение технологии бетонирования Отбор кернов для определения плотности, прочности материала футеровки Нанесение дополнительного гидронзолирующего коррозионно-стойкого покрытия на основе кремнийорганических материалов “Б”
39 Пониженная проч- ность монолитной футеровки в поверхностном слое Железо- бетонные трубы Воздействие эксплуатационной среды Определение прочности склерометром и механи- ческим воздействием Очистка футеровки от рыхлого материала, восстановление поли- мерным раствором, аналогичным исходному, и нанесение защитно- го антикоррозионного покрытия на основе кремнийорганики “Б”
3? ________________________ Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
40 Коррозия металлоконструкций Все виды труб Воздействие внешней среды при нарушении антикоррозионной защиты металлоконструкций Визуально и инструментально при проведении наружного обследования Замена или ремонт поврежденных металлоконструкций и восстановление антикоррозионной защиты “Б”
41 Неисправность крепления лестниц, настилов, светофорных площадок и их ограждающих элементов Все виды труб Дефекты монтажа и повреждения в период эксплуатации Визуально, при наружном обследовании Ремонт и заделка поврежденных металлоконструкций и креплений “Б”
42 Накопление золовых отложений на перекрытии трубы н в газоходах Все виды труб Малая скорость дымовых газов при высокозольном топливе, большие аэродинамические сопротивления по тракту газохода Визуально, промером толщи отложений золы Реконструкция газоходов, периодический контроль, очистка перекрытий от золы, поддержание исправного состояния перекрытия в трубе и газоходах “А” —при превышении расчетных нагрузок
43 Прогиб плит перекрытия газохода. Раскрытие трещин более 3 мм. Коррозия арматуры Надземные кирпичные и железо- бетонные газоходы Коррозионное воздействие, неисправное состояние теплоизоляции перекрытия Визуально, определение прочности бетона, % износа арматур Замена плит перекрытия при прогибе, превышающем Viso пролета. Антикоррозионная защита внутренней поверхности плит, восстановление теплоизоляции и гидроизоляции кровли “А” — при прогибе более 1/150 L
44 Выпучивание и искривление стен более 200мм Надземные кирпичные газоходы Сульфатная коррозия кирпичной кладки Визуально, фоторегистрация, отбор проб раствора и кирпича на химанализ Перекладка стен газоходов. Усиление стен металлическим каркасом. Защита изнутри кремний органическими материала “Б” — при выпучивани и более 200мм
45 Раскрытие трещин в стенах газоходов более 20мм Надземные кирпичные газоходы Температурные, динамические воздействия, неравномерные осадки фундаментов стоек Визуально, фото- и видеосъемка, измерение осадок фундамента трубы и стоек газоходов Заделка трещин термостойкими герметиками “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
46 Обрушение футеровки Подземные и над- земные метали- ческне, кирпичные и железобетонные газоходы Сульфатация кирпичной кладки или торкрета Визуально, фотосъемка, отбор пробна химанализ Замена кислотоупорной футеровки, защита кремннйорганическими материалами “Б” — прн сульфатации на глубину более 30% и начале локальных обрушений
47 Локальные разрушения наружной теплоизоля- ции металлических газоходов Металлические газоходы Старение материала, неудовлетворительное состояние гидроизолирующего покрытия, окожушивания Визуально, фотосъемка Ремонт теплоизоляции, окожушивания или гндроизолнрующего покрытия “Б”
48 Разрушение кирпичных стен лещадками более 20 мм, намокание наружной поверхности газоходов Кирпичные газоходы Паропроницаемость стен из-за разрушения или отсутствия гидроизоляции внутренней поверхности стен газоходов Визуально, фотосъемка Восстановление гидро- изоляции с применением фибробетона, кремний органических покрытий внутренней поверхности стен газоходов “Б” — при разрушении более 20 % сечення стены
49 Разрушение отмостки у трубы (трещины, просадка) Железобетонные, кирпичные, метал- лические (на соб- ственном фунда- менте) трубы Некачественное выполне- ние обратной засыпки отмостки, старение матери- ала, нерасчетные нагрузки и механические воздействия Визуально, фоторегистрация Ремонт отмостки “Б”
50 Неисправность, разру- шение взрывных клапанов Все виды газоходов Коррозионный износ металла Визуально, контроль коррозионного износа Замена, ремонт взрывного клапана “Б”
51 Повреждение несущих узлов подвеса или опоры в основании Металлические трубы подвесные Нарушение в процессе монтажа н эксплуатации- онного режима, временной износ Визуально, по характерным звукам (скрип, скрежет) Ремонт “А”
52 Повреждение основных несущих узлов опреде- лено в инструкции по эксплуатации) Индивидуальные трубы с гасите- лями колебании и трубные комплек- сы, с центральной башней Нарушение в процессе монтажа н эксплуатаци- онного режима (отсутствие надзора) временной износ Визуально, техническими средствами Ремонт “А”, “Б”
Продолжение табл.
№ п/п Вид и местоположение дефекта или повреждения Конструкция трубы Вероятная причина возникновения дефекта или повреждения Метод выявления или признак возникновения дефекта или повреждения Меры по предотвращению дальнейшего развития дефекта и его устранению Категория опасности
53 Отсутствие теплоизоляции Отступления с Железо- бетонные, кирпичные и металлические трубы т проекта (согласованные и Рационализаторские предложения строителей не согласованные с проект Вскрытие футеровки, тепловизионное обследование, появление вертикальных трещин в футеровке ной организацией) Восстановление теплоизоляции с обоснованием мероприятия расчетом “Б”
54 Отсутствие прижимной стенки Железобетонн ые, кирпичные трубы Рационализаторские предложения строителей Вскрытие футеровки, появление трещин в футеровке, выход конденсата на наружную поверхность ствола Ремонт футеровки, повышение газоплотностн футеровки, ремонт защитного слоя бетона ствола “Б”
55 Уменьшение толщины футеровки Железобетонн ые, кирпичные трубы То же Визуально, вскрытие футеровки, по исполнительной документации Повышение газоплотностн футеровки путем нанесения защитного покрытия “Б”
56 Отсутствие кислотоупорной обмазки поверхности футеровки Железобетонн ые, кирпичные трубы » Визуально, по исполнительной документации Ремонт футеровки с нанесением защитного покрытия “Б”
57 Замена кислотоупорного кирпича на глиняный кирпич Железобетонн ые, кирпичные трубы » Визуально, при проведении внутреннего обследования, по исполнительной документации Ремонт футеровки с нанесением защитного покрытия “Б”
Дефекты, допущенные при реконструкции и ремонте труб
58 Заниженная толщина железобетонной обоймы Железобетонн ые трубы Упущение в проекте или при устройстве обоймы Отбор проб, по проектной документации Мероприятия определяются в зависимости от состояния бетона обоймы и ствола трубы “А”, “Б”
59 Восстановление защитного слоя бетона паронепроницаемым материалом Железобетонн ые трубы Упущение в проектном решении По проектной документации, визуально по состоянию торкрета Замена торкретного покрытия материалом, обладающим паропроницаемостью на уровне защищаемого бетона “Б”
Приложение 13.3
Перечень приборов и аппаратуры для проведения комплексных обследований
дымовой трубы (рекомендуемая номенклатура), см. также табл. 4.4
№ п/п Измеряемый параметр Тип прибора и оборудования Диапазон измерений Коли- чество
1 Прочность бетона при сжатии неразрушающим методом: метод упругого отскока ультразвуковой метод Тестер 14-01 Склерометр ОМШ-1 Бетон- 12 0-700 кгс/см2 0-600 кгс/см2 1 1
2 Плотность арматуры (расположение арматуры) ИЗС-10Н 10-400 мм 1
3 Ширина раскрытия трещин в строительных материалах Микроскоп МПБ-2х4 Ультразвуковой толщиномер УТ-93П 0-10 мм 1 1
4 Изменение длины Рулетка От 1 мм до 50 м 1
5 Отбор проб строительных материалов Электрическая машина для сверления бетона (керноотборник), оснащенная коронками с алмазным напылением Склерометр ОМШ-1 Перфоратор Углошлифовальная машина Самоподъемная люлька Альпинистское снаряжение 1 1 1
6 Температура дымовых газов Ртутный длиннохвостовой термометр, термопары, термометры, сопротивления со вторичными приборами Термометр контактный ТК-5 со сменными зондами 0-200 °C 2
7 Точка носы дымовых газов Модель 200 (фирма “Ланком”, Великобритания) 0-400 °C 1
8 Расход газов и статическое давление потока дымовых газов в газоотводящем стволе Пневмометрическая трубка микроманометр 5-85 м/с 2
9 Измеритель потерь теплоты в окружающую среду Тепломер ИТП-2 ИТП-3 0-116 Вт/м2 0-581 Вт/м2 0-1163 Вт/м2 1
10 Измерение крена Теодолит
11 Анализ удаляемых газов Универсальный переносной газоанализатор: УГ-2 ОРСа 0-30 мг/м3 0-200 мг/м3 1
Продолжение табл.
Диапазон измерений 40-кратное увеличение, точность 0,4 мм на 1 км двойного хода Шкала 17А/19А (1 см), 15А (0,5 см) 2с (5с) 32-кратное увеличение, точность 1 мм на 100 м Глубина зондирования — до 30 м,точность определения 5-20 см
Тип прибора и оборудования Фотоаппарат “Зенит”; Цифровой фотоаппарат “Олимпус”; Цифровая видеокамера “SONY” [Бинокль (не менее 7-кратного увеличения) Лазерная рулетка 1 Тепловизор “NEC” (Япония); Тепловизор AGA-720 (Швеция); Персональный компьютер; Принтер ПР FOTOSMART- 1115; Анемометр АПР-2; Термометр контактный ТК-5 со сменными зондами; Цифровая видеокамера Комплект ВИК для визуального контроля (НПК “Луч”), включающий в себя следующий инструмент: наборы шаблонов, щупов, луп (х2, хб, х10), штангенциркуль, линейку, миниатюрный фонарь, зеркало, бинокль, фотоаппарат Компактные ультразвуковые толщиномеры: УТ-93П, А-1207, А-1208,ТУЗ- 1, А- 1209 Малогабаритные дефектоскопы: УД2-12, УД2-70, УДЦ-201П, А-1212, “СКАРУЧ” Комплект пенетрантов (ДР-51, Д-100, DR-60) в аэрозольной упаковке Нивелир Н-05, нивелир с компенсатором аналитической точности Инварная рейка нивелирная 2-метровая Теодолит ЗТ2КП (ЗТ5КП) Оптический прибор вертикального проектирования FG-L 100 Лазерная рулетка DISTO Переносные импульсные радиолокаторы подповерхностного зондирования — георадары серии “Грот-Лоза”
Измеряемый параметр Фотографирование дефектов и повреждений [Осмотр поверхности ствола дымовой трубы Тепловизионное обследование Контроль качества металла и сварных соединений при! обследовании металлоконструкций труб 1. Визуальный и измерительный контроль 2. Ультразвуковая толщинометрия 3. Ультразвуковая дефектоскопия 4. Капиллярный контроль (цветная дефектоскопия) для выявления трещин не менее 0,5 мм [Проведение контроля и обследование дымовых труб Определение высотных отклонений (просадок) реперов фундамента относительного контрольного репера объекта Определение габаритов и глубины заложения фундаментов промышленных труб, состояние грунтов основания и уровня грунтовых вод без шурфования
№ п/п сч 2 1Г) 40 Г-
380
Приложение 14
Типовая инструкция по эксплуатации металлических дымовых
труб энергопредприятий РД 153-34.0-21.524—98
Разработано Открытым акционерным обществом
«Фирма по наладке, совершенствованию технологии
и эксплуатации электростанций и сетей»
Исполнитель И.Н. Мардухаев
Утверждено Департаментом стратегии развития
и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 30.06.98
Первый заместитель начальника А.П. Берсенев
Вводится в действие с 01.09.99 г.
Настоящая Типовая инструкция распространяется на отдельно стоящие ме-
таллические дымовые трубы и металлические дымовые трубы, устанавливае-
мые на конструкциях котлов. Определяются требования к приемке и пуску в
эксплуатацию металлических дымовых труб, состав и порядок их обследова-
ния, основные требования техники безопасности при осмотре и ремонте.
Настоящая Типовая инструкция предназначена для ГРЭС, ТЭЦ, отопитель-
ных котельных и других энергетических предприятий.
В Типовой инструкции приводятся:
• конструктивные особенности, наиболее характерные дефекты и поврежде-
ния;
• мероприятия по обеспечению эксплуатационной надежности, газоплотно-
сти газоотводящего ствола;
• способы устранения обнаруженных неисправностей и повреждений.
Настоящая Типовая инструкция является обязательной как для эксплуатаци-
онного персонала, выполняющего наблюдение за трубами и их обслуживание,
так и для персонала предприятий, выполняющих их обследование и ремонт-
но-восстановительные работы.
Данная Типовая инструкция разработана в соответствии с действующими
строительными нормами и правилами и другими руководящими документами
по состоянию на 01.03.98 г. с учетом имеющегося на энергопредприятиях опыта
эксплуатации металлических труб и результатов их обследования.
С выходом настоящей Типовой инструкции утрачивает силу «Инструкция
по эксплуатации металлических дымовых труб на тепловых электростанци-
ях» (М: СЦНТИ ОРГРЭС, 1970).
1. Общие указания.
1.1. Типовая инструкция распространяется на следующие основные типы
металлических дымовых труб:
381
- отдельно стоящие металлические трубы (рис. 1);
- металлические трубы, устанавливаемые на конструкциях котлов (рис. 2).
В зависимости от конструкции опорной части оба типа металлических труб
могут быть выполнены в стальном несущем каркасе (рис. 3 и 4 — см. вклейку.)
1.2. По одному экземпляру настоящей Типовой инструкции должно нахо-
диться на щите управления энергопредприятия и в папке инструкций по эксп-
луатации в котельном цехе. Персонал, ответственный за эксплуатацию метал-
лических труб, должен быть ознакомлен с данной Типовой инструкцией под
роспись в контрольном ее экземпляре.
Рис. 1. Конструктивная схема отдельно стоящей
металлической дымовой трубы: 1 — ввод газо-
ходов; 2 — металлический ствол; 3 — футеров-
ка; 4 — теплоизоляция; 5 — царга; 6 — свето-
форная площадка
Рис. 2. Металлическая дымовая труба на конст-
рукции котла: 1 — металлический ствол; 2 — цар-
га; 3 — опора трубы; 4 — вантовая оттяжка; 5 —
светофорная площадка
382
Рис. 3. Дымовая труба со стальным несущим
каркасом: 1 — несущий стальной каркас; 2 —
стальной газоотводящий ствол; 3 — ходовая
лестница; 4 — площадка
Рис. 4. Дымовая труба со стальным несущим кар-
касом на конструкции котла: 1 — металлический
ствол; 2 — несущий каркас
383
1.3. Настоящей Типовой инструкцией надлежит руководствоваться при при-
емке в эксплуатацию, техническом обслуживании конструкций металличес-
кой трубы, выполнении мероприятий по предохранению от повреждений, под-
держанию их в исправности и эксплуатационной пригодности, а также при
ремонте и реконструкции.
1.4. На энергопредприятиях в соответствии с конкретными конструктивны-
ми особенностями и условиями эксплуатации металлической трубы на основе
данной Типовой инструкции должны быть разработаны местные инструкции.
1.5. На металлическую дымовую трубу должен быть оформлен паспорт, ко-
торый должен включать сведения, касающиеся конструкции и условий эксп-
луатации трубы (приложение).
2. Требования к приемке металлической дымовой трубы в эксплуата-
цию.
2.1. Приемка металлической трубы производится в соответствии с указани-
ями СНиП 3.01.04—87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством
предприятий, зданий и сооружений. Основные положения», а также других
строительных норм и правил для соответствующих видов работ, в которых
сформулированы основные требования к металлическим дымовым трубам и
их отдельным элементам.
2.2. После получения от подрядчика извещения о готовности трубы к сдаче
приказом руководства энергопредприятия назначается приемочная комиссия.
В состав комиссии входят представители заказчика (эксплуатирующей орга-
низации) и подрядчика (строительной и монтажной организаций), а также могут
привлекаться уполномоченные специализированных организаций, имеющих
лицензии на данный вид работ (АО «Фирма ОРГРЭС» и др.).
2.3. Приемке в эксплуатацию подлежат все строительные конструкции тру-
бы, а также ее технологические элементы.
2.4. Приемочная комиссия обязана: проверить качество выполненных стро-
ительно-монтажных работ, соответствие их проектно-сметной документации,
строительным нормам и правилам; дать заключение по результатам произве-
денного заказчиком пробного пуска дымовой трубы и принять решение о ее
готовности к эксплуатации; составить акт приемки.
2.5. При приемке особое внимание должно быть уделено проверке:
• наличия и соответствия проекту сертификатов на металлы, из которых из-
готовлены газоотводящий ствол, крепежные элементы, ходовая лестница (ско-
бы), светофорные площадки, вантовые оттяжки и другие металлические узлы
и детали;
• качества монтажа деталей и узлов крепления элементов металлического
газоотводящего ствола, опорных и поддерживающих узлов, а также качества
сварных швов и болтовых соединений;
384
• соответствия требованиям норм отклонения продольной оси газоотводя-
щего ствола от вертикали по всей высоте трубы;
• качества выполнения противокоррозионной защиты, футеровки, теплоизо-
ляции и ее покрытия;
• правильности изготовления и монтажа заземлителя и металлических кон-
струкций;
• правильности маркировочной окраски, установки огней светового ограж-
дения с его опробованием.
2.6. Запрещается производить приемку металлической трубы и пуск ее в эк-
сплуатацию без системы реперов для инструментальных наблюдений за де-
формацией основания фундамента и креном дымовой трубы.
2.7. Приемочная комиссия должна представить заказчику акт приемки, со-
держащий выводы и предложения, а также приемочную документацию,
предъявляемую подрядчиком для приема смонтированной металлической тру-
бы, содержащую:
-рабочие и деталировочные чертежи металлических конструкций (проект
дымовой трубы);
- заводские сертификаты на поставляемые строительные конструкции и ма-
териалы;
- документы о согласовании допущенных отступлений от проекта при изго-
товлении и монтаже дымовой трубы (согласования должны быть нанесены на
соответствующих чертежах, предъявляемых при сдаче работ);
- акты приемки скрытых работ;
- данные о результатах геодезических измерений при установке конструк-
ций и натяжении вантовых оттяжек;
- журналы монтажных, сварочных и других работ;
- документы о контроле качества сварных соединений;
- копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, производив-
ших сварку конструкций при монтаже;
- дополнительную документацию, предусмотренную для металлических ды-
мовых труб;
- акты на окраску, выполненную при монтаже.
3. Пуск в эксплуатацию и режим работы металлической дымовой трубы.
3.1. Перед пуском металлической трубы в эксплуатацию необходимо озна-
комиться с актом ее приемки и технической документацией, после чего осмот-
реть газоотводящий ствол снаружи и изнутри (через люки, оголовок), убедиться
в устранении выявленных при приемке недоделок и отсутствии причин, кото-
рые могут помешать пуску трубы (наличие в трубе посторонних предметов,
незаделанных отверстий и пр.), закрыть шиберы и люки недействующих газо-
ходов, проверить действие шибера подключенного газохода.
385
3.2. Пуск дымовой трубы в эксплуатацию может производиться при любом
пусковом режиме котла.
3.3. В течение 72 ч после пуска трубы необходимо непрерывно осуществ-
лять визуальный контроль за ее работой. При отсутствии замечаний в течение
этого времени считается, что труба находится в пригодном для эксплуатации
состоянии. Она сдается обслуживающему персоналу в эксплуатацию по акту,
и в дальнейшем находится под наблюдением лица, ответственного за безопас-
ную эксплуатацию котла.
3.4. Работа дымовой трубы может происходить при следующих режимах:
- нормальной нагрузке котлов и проектной характеристике дымовых газов;
- пуске, останове и работе на пониженных нагрузках котлов и проектной
характеристике дымовых газов;
- понижении температуры дымовых газов ниже значения точки росы.
3.5. При понижении температуры дымовых газов в трубе ниже температуры
точки росы, которая определяется путем периодических измерений специаль-
ным прибором для конкретных условий эксплуатации по методике, разрабо-
танной специализированной организацией (АО «Фирма ОРГРЭС» и др.), для
того, чтобы избежать образования конденсата и работы металлических ство-
лов в наиболее неблагоприятном «мокром режиме», необходимо предусмот-
реть возможность повышения температуры газов следующими мерами:
• осуществлять присадку горячего воздуха;
• поддерживать наиболее полной загрузку работающих котлов (использовать
наименьшее возможное их количество).
Рис. 5. Зависимость скорости коррозии углеро-
дистой стали с С = 0,19% концентрации серной
кислоты
Рис. 6. Зависимость концентрации серной кисло-
ты от температуры дымовых газов различных топ-
лив: 1 — торф; 2 — подмосковный уголь; 3 —
мазут и сушенка подмосковного угля, 4 — кизе-
ловский уголь и промпродукт; 5 — тощий уголь
386
3.6. Концентрация серной кислоты, образующейся на внутренней поверхнос-
ти трубы при работе котла на сернистом топливе, не должна быть ниже 62 % по
массе в целях замедления скорости коррозии газоотводящего ствола (рис. 5 и 6).
3.7. В процессе эксплуатации дымовой трубы контролируются следующие
параметры:
- температура дымовых газов в стволе;
- точка росы;
- скорость дымовых газов в стволе;
- влажность дымовых газов.
4. Особенности эксплуатации металлической дымовой трубы.
4.1. Конструктивное выполнение металлической трубы определяет особенно-
сти ее эксплуатации. Основными элементами металлических труб являются:
• металлический газоотводящий ствол;
• вантовые оттяжки;
• тепловая изоляция;
• узел ввода газоходов;
• противокоррозионная защита;
• опорные конструкции и фундамент (для отдельно стоящей трубы).
Рис. 7. Анкерное крепление вантовой оттяжки металлической дымовой трубы: 1 — вантовая оттяж-
ка; 2 — фундамент; 3 — труба; 4 — цементный раствор
387
4.2. В металлических трубах особое внимание обращается на состояние:
- металла и сварных соединений газоотводящего ствола;
- газоплотность фланцевых соединений царг; деталей и узлов крепления ван-
товых оттяжек;
- защитного покрытия, наносимого на стенки газоотводящего ствола;
- теплоизоляции и узла ввода газоходов.
4.3. Не допускается движение грузового и специального автотранспорта под
вантовыми оттяжками металлических труб в местах их опускания и крепле-
ния к фундаментным массивам.
4.4. Площадь вокруг фундаментных массивов должна быть свободна от заг-
ромождения оборудованием, материалами, посторонними предметами и дос-
тупна для осмотра и выполнения ремонтных работ.
4.5. Запрещается затопление металлических элементов анкерных креплений
вантовых оттяжек и их нахождение в фунте (рис. 7).
4.6. В случае крепления вантовых оттяжек к стенам или кровле главного кор-
пуса, рядом стоящих зданий и сооружений необходимо предварительно об-
следовать место размещения анкерных креплений и проверить строительные
конструкции в этих местах на прочность и несущую способность от дополни-
тельной нагрузки.
4.7. Запрещается крепление к ходовой лестнице (скобам) тросов, блочков и
прочего такелажного оборудования.
5. Порядок наблюдения за состоянием металлических дымовых труб.
5.1. Металлические дымовые трубы независимо от срока эксплуатации и их
конструкции должны находиться под систематическим наблюдением инжене-
ра-смотрителя зданий и сооружений с начала их приемки в эксплуатацию.
5.2. Инженер-смотритель должен быть знаком с конструкцией металличес-
кой трубы и условиями ее эксплуатации. Кроме того, в его обязанности вхо-
дит:
- ведение технического паспорта на трубу;
- сбор и хранение документации по эксплуатации, ремонту и реконструк-
ции трубы;
- надзор за состоянием всех строительных конструкций трубы и участие в
обследовании ее комиссией;
- составление графиков планово-предупредительных ремонтов металличес-
кой трубы;
- осуществление контроля за проведением ремонтных работ, приемка тру-
бы после ремонта.
5.3. Основной целью наблюдения за металлической трубой является:
• обнаружение дефектов и повреждений;
• определение надежности при наличии дефектов и повреждений;
• разработка рекомендаций для обеспечения безотказной эксплуатации;
388
• прогнозирование продолжительности надежной эксплуатации.
5.4. Наблюдение за состоянием металлической трубы включает следующие
работы:
- проверку состояния газоотводящего ствола с наружной стороны и со сто-
роны дымовых газов с определением степени коррозионного износа;
- проверку состояния вантовых оттяжек, их крепления к газоотводящему
стволу, фундаментам или стенам зданий;
- геодезические измерения значения отклонения металлической трубы от вер-
тикали;
- проверку значения сопротивления контура заземления.
5.5. Оценке технического состояния металлической трубы должно предше-
ствовать ознакомление с проектной документацией, результатами ранее вы-
полненных обследований и их анализом.
5.6. Обследование газоотводящего ствола выполняется по всей высоте тру-
бы с ходовой лестницы и светофорных площадок, и включает определение
состояния следующих основных элементов:
5.6.1. Металла стенок газоотводящего ствола:
5.6.1.1. Соответствие марки стали ствола устанавливается на основании дан-
ных исполнительной документации. В случае обнаружения в стволе трещин
следует производить отбор проб для определения соответствия примененной
стали проектным требованиям. Характер и глубина трещины определяются с
помощью микроскопа МБП 2x4.
5.6.1.2. Перед вводом металлической трубы в эксплуатацию производятся
исходные измерения толщины металла стенок ствола толщиномером с погреш-
ностью в пределах ±0,1 мм, результаты регистрируются в паспорте трубы.
5.6.1.3. Основным дефектом металлической трубы является коррозионный
износ металла стенок ствола с изменением его толщины по всей высоте, вклю-
чая оголовок.
5.6.1.4. Контроль коррозионного износа металла стенок ствола, являющий-
ся основной задачей при проверке его состояния, выполняется с помощью при-
боров ультразвукового контроля.
5.6.1.5. Измерения следует производить по всей высоте ствола при диапазо-
не температур поверхности металла от 10 до 30 °C на уровнях светофорных
площадок и вдоль ходовой лестницы.
5.6.1.6. Участки измерений толщины стенки в пределах одного и того же
горизонтального сечения должны располагаться диаметрально противополож-
но, их количество должно быть не меньше четырех для выявления наиболее
прокорродировавших участков.
5.6.1.7. Все повторные измерения следует выполнять на тех же участках, на
которых были произведены исходные измерения (см. п. 5.6.1.2).
389
5.6.1.8. Изменение толщины стенки ствола и скорость коррозии являются
основными показателями, по которым может быть оценено состояние газоот-
водящего ствола с точки зрения надежности и прогнозирования остаточного
ресурса безопасной эксплуатации металлической трубы.
5.6.2. Царг газоотводящего ствола и их соединений:
5.6.2.1. Производится контроль состояния сварных швов царг газоотводящего
ствола, определяется их целостность и сохранность (отсутствие трещин в швах,
разрушение швов от коррозии и другие дефекты).
5.6.2.2. В случае соединения царг между собой на фланцевых соединениях
проверяется их газоплотность, отсутствие выхода конденсата наружу, а также
ослабление болтовых соединений.
5.6.3. Вантовых оттяжек металлических труб:
5.6.3.1. При проверке вантовых оттяжек необходимо обращать внимание на
равномерное натяжение и целостность всех оттяжек, установленных на раз-
личных уровнях.
5.6.3.2. Проверяется наличие деформации отдельных звеньев оттяжек, их
целостность, состояние натяжных устройств (талрепов).
5.6.3.3. При обследовании производится контроль состояния проушин, при-
варенных к газоотводящему стволу, к которым крепятся вантовые оттяжки,
для выявления мест, пораженных коррозией.
5.6.4. Узла ввода газоходов в трубу:
5.6.4.1. При осмотре узла ввода газоходов определяется состояние металла
стенок для выявления мест, подверженных коррозии, имеющих щели, трещи-
ны и другие неплотности, а также состояние и качество теплоизоляции.
5.6.5. Противокоррозионной защиты:
5.6.5.1. В процессе наружного и внутреннего обследований металлической
трубы обращается внимание на сохранность противокоррозионного покрытия
металлоконструкций, выявляются очаги коррозии под лакокрасочным покры-
тием и причины разрушения защитного покрытия, которое необходимо пери-
одически возобновлять.
5.7. Внутренняя поверхность газоотводящего ствола осматривается сверху
через оголовок трубы, снизу через люки и по всей высоте с помощью подъем-
ной оснастки.
5.8. Внутреннее обследование служит для определения степени коррозион-
ного износа металла изнутри ствола со стороны дымовых газов, выявления
состояния сварных швов, недоступных для осмотра снаружи, с определением
объема ремонтных работ.
5.9. Внутреннее обследование проводится при полном отключении всех кот-
лов, присоединенных к дымовой трубе, с привлечением специализированной
организации, имеющей лицензию на выполнение данного вида работ.
390
Для проведения обследования трубы назначается комиссия с участием на-
чальника котлотурбинного цеха и лиц, ответственных за эксплуатацию дымо-
вой трубы (инженер-смотритель зданий и сооружений и др.).
5.10. При обследовании выполняются следующие работы:
5.10.1. Осмотр поверхности ствола с выявлением механических поврежде-
ний, сквозных разрушений, определением причин их возникновения, разви-
тия, характера и геометрических размеров.
5.10.2. Измерение фактической толщины металла стенок ствола.
5.10.3. Выявление состояния сварных швов, соответствия качества монтаж-
ного шва требованиям проекта, наличия трещин в сварных швах.
5.10.4. Определение очагов коррозии металла, качественного и количествен-
ного характера процесса коррозии.
5.11. Заземление грозозащиты проверяется измерением электрического со-
противления заземляющего контура, которое должно составлять не более
15 Ом.
5.12. При установке металлической трубы на фундаменте необходимо осу-
ществлять инструментальные наблюдения за их осадкой путем нивелирова-
ния реперов, заложенных в нижнюю часть трубы.
5.13. Необходимо наблюдать за вертикальностью металлической трубы пу-
тем выполнения геодезических измерений с помощью теодолита. Допустимое
отклонение оси трубы от вертикали не более 0,004 высоты трубы.
5.14. Основные дефекты и повреждения, обнаруженные в процессе обсле-
дования металлической трубы, а также результаты ремонтных работ наносят-
ся на карту дефектов с указанием размеров (рис. 8). Условные обозначения
дефектов металлических газоотводящих стволов приведены в приложении 13.1.
Одновременно в таблице карты дефектов указываются результаты измерений,
расчета скорости коррозии и износа металла стенок ствола.
5.15. По результатам обследований оформляются следующие документы:
- акт о проведении обследования;
- промежуточное заключение по результатам обследования (при обнаруже-
нии серьезных повреждений составляется непосредственно на энергопредп-
риятии);
- отчет (заключение) о техническом состоянии металлической дымовой трубы
с выводами и рекомендациями (основной документ, отражающий техничес-
кое состояние трубы на момент обследования, составляется специализирован-
ной организацией).
5 .15.1. Результаты обследования оформляются актом, в котором приводятся
краткая техническая характеристика и условия эксплуатации металлической
трубы, оценивается состояние отдельных конструктивных узлов и элементов
трубы — степень коррозии ствола, измерения толщины металла, состояние
391
теплоизоляции, металлоконструкций, вантовых оттяжек, степень газоплотно-
сти трубы.
5.15.2. По результатам измерений подсчитывается потеря сечения ствола,
являющаяся разностью фактических толщин стенки на одних и тех же участ-
ках измерений в разные периоды.
1
м1Н* -
Inirl
Jmii 1- -
! Г""
л
| Номер царги | исходная толщина |стенхи т,« I Фактическая тол- щина стенки Теи j Скорость коррозии металла i Износ металла стенок царг МГС -Ц^таж ‘о Примечание
средн* соедини
—
—
—
„
__——....
Рис. 8. Карта дефектов и результаты измерений, расчетов скорости коррозионного износа металла
стенок царг металлического газоотводящего ствола (пример)
392
5 .15.3. Потеря сечения и скорость коррозии являются основными показате-
лями, по которым может быть оценено состояние ствола с точки зрения на-
дежности. Кроме того, на основании данных о скорости коррозии прогнозиру-
ется выработка ресурса дымовой трубы.
Результаты измерений, расчета скорости коррозии и износа металла стенок
царг металлической трубы заносятся в карту дефектов (см. рис. 8).
6. Содержание и сроки проведения обследования.
6.1. По своему характеру обследование металлических дымовых труб под-
разделяется на две категории:
6.1.1. Систематический осмотр, осуществляемый в целях составления зак-
лючения о состоянии трубы с наружной стороны, главным образом путем ви-
зуального осмотра.
6.1.2. Комплексное обследование, выполняемое при отключении всех кот-
лов, присоединенных к дымовой трубе, с привлечением специализированной
организации в целях полного обследования трубы, включающего наружное и
внутреннее обследование металлической трубы инструментальными и визу-
альными средствами, осмотр вантовых оттяжек, анкерных креплений, вводов
газоходов.
В результате комплексного обследования делается заключение о состоянии
трубы, необходимости выполнения ремонтных работ и их объеме, расчет проч-
ности и устойчивости ствола трубы.
Таблица 1
Вид обследования Периодичность и время года
1. Систематический осмотр — визуальный внешний осмотр газоотводящего ствола, фундаментов, опорных конструкций, анкерных болтов, вантовых оттяжек и их креплений Один раз в 3 месяца
2. Комплексное обследование — инструментально-визуальное наружное и внутреннее обследование металлической трубы с привлечением специализированной организации Один раз в 3 года в период летнего отключения котлов
3. Проверка наличия конденсата, отложений сажи на внутренней поверхности трубы и газоходов через люки Один раз в год в период летнего отключения котлов
4. Наблюдение за осадкой фундаментов металлической трубы нивелированием реперов:
а) первые два года после сдачи в эксплуатацию Один раз в год
б) после двух лет до стабилизации осадок фундамента (1 мм в год и менее) Один раз в год
в) после стабилизации осадок фундаментов Один раз в 5 лет
5. Проверка вертикальности трубы геодезическими методами (с помощью теодолита) Один раз в 5 лет (после заметного наклона трубы, обнаруженного визуально, немедленно)
6. Инструментальная проверка сопротивления заземляющего контура трубы Один раз в год, весной перед грозовым периодом
7. Наблюдение за исправностью осветительной арматуры светоограждения трубы Ежегодно
393
Таблица 2
Дефект, повреждение Причина Способ устранения
1. Металлический газоотводягций ствол
1. Сквозные разрушения стенки царги Разрушение металла царги от коррозии навею толщину (сернокислотной, электрохимической, атмосферной и других видов коррозии) Разметить границы разрушенной зоны. Подогнать и приварить с наружной стороны ствола внахлестку металлическую пластину с размерами, выходящими на 100 мм за пределы дефектной зоны. Толщина пластины должна быть не меньше толщины стенки царги. Восстановить теплоизоляцию и покровный слой
2. Дефектный сварной шов Некачественная проварка шва при монтаже Подварить сварной шов
3. Разрушающийся сварной шов Коррозионное разрушение металла в околошовной зоне Расчистить и выявить границы дефектного места, засверливание отверстий диаметром 10-15 мм от концов разрушенного шва в направлении возможного распространения, разделка кромки шва с зазором, затем после предварительного разогрева металла заварка шва электродами, указанными в проекте
4. Снижение прочности стенки ствола (отдельных царг), которая близка к предельному состоянию Разрушение металла по причине поверхностной коррозии Наиболее приемлемым является усиление обечайки царг профилем (уголком, швеллером) при условии его равномерного расположения по всей поверхности (рис. 9 и Ю)
5. Локальная сплошная или точечная коррозия на внутренней поверхности стенки ствола Повреждение металла стенки с внутренней стороны ствола из-за сернокислотной коррозии, выпадения конденсата водяных паров, усиливающихся при отсутствии теплоизоляции ствола, снижения нагрузки, частых пусков и остановов дымовой трубы Наложить металлическую пластину на участок с уменьшенным сечением, приварить и восстановить теплоизоляцию. Пластина должна иметь размеры, выходящие на 100 мм за пределы дефектной зоны
6. Коррозия металла снаружи ствола Результат атмосферного воздействия, отсутствия защитного покрытия, намокания теплоизоляции Нанести противокоррозионное покрытие на наружную поверхность ствола. Исключить попадание влаги на теплоизоляцию
7. Следы конденсата на наружной поверхности ствола Протечки конденсата наружу через щели, трещины, сквозные отверстия на стволе Заделать сквозное разрушение металлической пластиной в соответствии с п. 1 настоящей таблицы
8. Подтеки конденсата, непосредственно под фланцевыми соединениями Выход конденсата наружу через неплотности фланцевых соединений царг газоотводящего ствола Обварить фланцы изнутри по всему периметру
Продолжение табл. 2
Дефект, повреждение Причина Способ устранения
9. Разрушение противокоррозионного покрытия, нанесенного на наружную поверхность ствола (на отдельных участках ствола защитное покрытие растрескивается, вспучивается, краска отслаивается от металла ствола, на его поверхности появляются локальные коррозионные повреждения) Неудовлетворительная подготовка поверхности металла к нанесению защитного покрытия. Низкое качество выполнения покрытия Перед восстановлением защитного покрытия выполнить в полном объеме все работы в соответствии с требованиями ГОСТ 9.402-80 «Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием». Последующее восстановление разрушенного покрытия выполнять с соблюдением всех требований технологии нанесения соответствующего материала на защищаемую поверхность
10. Наклон, деформация от изгиба металлического ствола или его отдельных участков Прогорание стенки ствола вследствие температурной или химической коррозии металла В зависимости от размеров повреждения необходимо установить дополнительные вантовые оттяжки, заменить разрушенный участок трубы, либо произвести полную замену ствола
11. Трещина металла царги Низкое качество металла, разрушение царги от воздействия нагрузки или вибрации ствола Заделка трещины путем приварки металлической пластины в соответствии с п. 1 настоящей таблицы
12. Механические повреждения (вмятины, складки и др.) Заводской дефект, повреждение, образовавшееся при монтаже При наличии в месте механических повреждений трещин, щелей и других подобных разрушений заделать их в соответствии с п. 1 настоящей таблицы
II. Вантовые оттяжки
13. Неравномерное натяжение вантовых оттяжек Вантовые оттяжки после монтажа не были выставлены в проектное положение С помощью талрепа следует отрегулировать стрелу поовисания вантовой оттяжки в соответствии с проектом
14. Отрыв вантовой оттяжки от места ее крепления Низкое качество строительно-монтажных работ, скрытый дефект, ветер большей силы, чем предусмотрено проектом Проверить состояние и прочность строительных конструкций в месте крепления, при необходимости выполнить усиление и восстановить крепление в соответствии с проектом
15. Деформация или разрушение отдельных звеньев вантовых оттяжек Установка деформированного звена при монтаже, износ в процессе эксплуатации Произвести замену дефектного звена вантовой оттяжки
Продолжение табл. 2
Дефект, повреждение Причина Способ устранения
III. Прочие элементы металлической трубы
16. Частичное или полное разрушение теплоизоляции Некачественное изготовление теплоизоляционного покрытия, дефект строительства Полностью восстановить теплоизоляцию с покрывным слоем в соответствии с проектом
17. Деформация, отсутствие или коррозионное разрушение металлоконструкций (скобы, лестницы, площадки и др.) Низкое качество монтажных работ, а также разрушение защитного покрытия В зависимости от вида дефекта отремонтировать, дооборудовать или заменить поврежденные элементы и узлы, восстановить защитное покрытие
18. Светоограждение не работает Обрыв кабеля, неисправность осветительной арматуры Привести светоограждение в рабочее состояние в соответствии с проектом
19. Сквозная коррозия металлического корпуса ввода газоходов Коррозия металла, отсутствие теплоизоляции Заделать сквозные отверстия металлической накладкой в соответствии с п. 1 настоящей таблицы
Рис. 9. Конструктивная схема усиления металлического ство-
ла: 1 — газоотводящий ствол; 2 — элементы жесткости
Рис. 10. Конструктивная схема усиления основания металлической дымовой
трубы: 1 — ранее установленные элементы жесткости; 2 — металлический
ствол; 3 — верхний фланец; 4 — нижний фланец; 5 новые элементы усиле-
ния; б — основание трубы; 7 — опора трубы
6.2. В табл. 1 приводятся характер наблюдений за металлической трубой и
периодичность ее осмотров.
7. Характерные неисправности, влияющие на надежность дымовой трубы.
7.1. Систематическое и комплексное обследование металлических дымовых
труб позволяет своевременно выявить дефекты, которые были допущены при
их возведении и в процессе эксплуатации, и тем самым обнаружить признаки
скрытых процессов, которые могут в дальнейшем стать причиной поврежде-
ний и разрушения металлических труб.
7.2. В табл. 2 приводится описание наиболее часто встречающихся дефектов
и неисправностей металлических дымовых труб с указанием причин возник-
новения и способов их устранения.
8. Основные требования техники безопасности.
8.1. Наблюдение, техническое обслуживание и ремонт металлической ды-
мовой трубы относятся (учитывая ее высотный характер) к работам, связан-
ным с повышенной опасностью, в связи с чем исполнители должны четко вы-
полнять требования правил техники безопасности. Работы по обследованию
дымовой трубы необходимо выполнять по наряду-допуску.
8.2. При выполнении работ следует руководствоваться требованиями СНиП
Ш-4-80 «Техника безопасности в строительстве» и «Правил техники безопас-
ности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и
тепловых сетей: РД 34.03.201-97» (М.: НЦ ЭНАС, 1997).
Кроме того, персонал, эксплуатирующий дымовую трубу и выполняющий
ремонтные работы, должен знать и соблюдать требования местных инструк-
ций и правил техники безопасности.
8.3. К работе на дымовой трубе могут быть привлечены инженерно-техни-
ческие работники и рабочие, имеющие допуск к работе на высоте, что под-
тверждается (после соответствующего инструктажа) записью в удостовере-
нии о проверке знаний.
8.4. При выполнении работ, связанных с осмотром или ремонтом дымовой
трубы, следует ограничить и обозначить опасную зону вокруг трубы с помо-
щью щитов с надписью «Опасная зона» и ограждения, устанавливающего гра-
ницу опасной зоны, внутри которой не допускается нахождение посторонних
людей, не связанных с выполнением работ на трубе.
398
Приложение
Место расположения ТЭС
Наименование ТЭС
______________________________________20 г.
Дата составления Паспорта
ПАСПОРТ
ДЫМОВОЙ МЕТАЛЛИЧЕСКОЙ ТРУБЫ
Высота от уровня земли =___м
Высота от уровня конструкции Но =м
Диаметр устья Do =м
Для котлов
Дымовая труба сооружена:
Фундамент______________________________________________
Наименование организации
Ствол__________________________________________________
Наименование организации
По проекту_____________________________________________
номер проекта ствола и фундамента, наименование проектной организации
Стальные конструкции изготовлены_______________________
наименование организации, завода
Балансовая (восстановительная) стоимость трубы тыс. руб.
Главный инженер электростанции//
Представитель подрядной или субподрядной организации I/
Ответственное лицо, ведущее наблюдение за трубой//
I. Техническая характеристика трубы
1. Дата сооружения трубы: фундамента, ствола
2. Дата приемки трубы_________________________
3. Дата пуска трубы в эксплуатацию
4. Котлы, подключенные к трубе:
Станционный номер котла Тнп котла Дата подключения котла к трубе Номинальная тепло(паро)- производитель- ность котла, Гкал/ч (т/ч) Расход условного топлива, т/ч Расход топлива при 100%- ной нагрузке Объем дымовых газов, м /ч
мазут, т/ч газ, м3/ч уголь (торф), т/ч
399
5. Температура °C дымовых газов, поступающих в трубу (выше газохода на
1,5-2 м):
по проекту от до
фактически от до
6. Объем дымовых газов, эвакуируемых дымовой трубой, при нормальном
режиме работы всех котлов м3/ч
7. Характеристика дымовых газов:
Параметр Ед. изм. Вид сжигаемого топлива
уголь мазут газ
SO2 + SO3 %
Влажность газов r/MJ
Зольность t/mj
Коэффициент избытка воздуха а
Температура точки росы °C
8. Характеристика грунта под трубой________________________________
при опоре трубы на конструкции зданий указать, какие конструкции
9. Уровни расположения грунтовых вод от поверхности земли вблизи трубы
Уровень По состоянию на
Верхний, м
Нижний, м
10. Давление (кгс/см2) на грунт в основании трубы:
допустимое (нормативное)
расчетное — максимальное, минимальное
11. Плита фундамента:
а) глубина заложения подошвы от отметки ±0,00 м_____м
б) размеры плиты м
в) конструкция плиты и материал________________________________
12. Фундамент:
высота м
конструкция и материал_________________________________________
Примечание. Пункты 9-12 для отдельно стоящих на фундаменте ме-
таллических труб.
13. Ствол:
Общая высота (от места примыкания)__________________м
Отметки: места примыкания (низ) ствола +м,
400
верха ствола +_________________м
Количество царг шт.
Размер царги Номер царги
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Длина, м
Толщина стенки, мм
Размер царги Номер царги
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32
Длина, м
Толщина стенки, мм
Диаметр ствола м, диффузора/конфузора/м
Марка стали_____________
Покрытие ствола:
наружное________________________________________
указать красители, марку, толщину слоя, метод покрытия
внутреннее___________________________________________________________
указать красители, марку, толщину слоя, метод покрытия
Количество проемов для газоходов шт.
Характеристика газоходов
Условное обозначение газохода Тип газохода Материал Размер сечения, м Отметка низа газохода, м Длина газохода, м
Данные о футеровке и теплоизоляции (если они имеются)
Количество светофорных площадок шт.
Отметки их расположения:
№ 1 м, № 2 м, № 3 м, № 4 м
Количество электродов заземляющего контура шт.
Ходовая лестница с отметки +м до отметки +м
14. Состояние трубы (в момент составления паспорта):
401
а) отклонение оси от вертикали______мм
б) направление наклона______________
в) причина наклона (осадка основания, строительный дефект или изгиб ство-
ла) ________________________________________________________________
г) данные о коррозии ствола и нарушениях покрытия
Примечание. Паспорт составляется в трех экземплярах и хранится в
техническом архиве у ответственного лица, ведущего наблюдения за трубой.
К паспорту прилагаются:
1. Акт приемки трубы в эксплуатацию и описание фактически выполнен-
ных работ при возведении трубы.
2. Общий вид трубы.
3. Акты осмотров.
4. Акты на выполненные работы (ремонт, окраска).
С паспортом в архиве дополнительно хранятся:
1. Журнал производства противокоррозионных, футеровочных и теплоизо-
ляционных работ.
2. Акты на скрытые работы.
3. Комплект рабочих чертежей трубы.
II. Ведомость аварий и крупных повреждений дымовой трубы
Дата Описание аварии или повреждения Принятые меры, дата устранения обнаруженных дефектов, организация, устранившая дефекты Подпись лица, осуществляющего наблюдение
1 2 3 4
III. Журнал осмотров дымовой трубы
Дата Обнаруженные дефекты Принятые меры и дата устранения обнаруженных дефектов Подпись лица, осуществляющего наблюдение
1 2 3 4
IV. Журнал ремонтов (замены) трубы
Наименование ремонтных мероприятий Кем произведен ремонт Продолжительность ремонта, дата Подпись лица, осуществлявшего наблюдение
1 2 3 4
Паспорт составил:__________________
должность, ф.и.о. подпись
«»20___________г.
402
Приложение 15.
Методические указания по формированию смет и калькуляций
на ремонт энергооборудования (СО 34.20.607-2005)
Содержание.
1. Рекомендации по формированию смет и договорных цен
на ремонт энергооборудования
2. Рекомендации по формированию калькуляций на работы по ремонту
энергооборудования
3. Рекомендации по формированию калькуляций на услуги по мехобработке
и изготовление запасных частей (узлов оборудования)
3.1. Калькуляции на услуги по мехобработке
3.2. Калькуляции на изготовление запасных частей (узлов оборудования)
Приложения
Приложение 15.1. Перечень частей «Базовых цен на работы по ремонту
энергетического оборудования, адекватных условиям
функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту
и техперевооружению»
Приложение 15.2. Пример расчета коэффициента основной заработной платы
производственных рабочих по отношению к базовым ценам
с учетом поправочного индекса
Приложение 15.3. Смета
Приложение 15.4. Внутренняя смета
Приложение 15.5. Расшифровка трудовых затрат к калькуляции себестоимости
Приложение 15.6. Данные по уровню затрат по группам калькуляционных статей
Приложение 15.7. Калькуляция на работы, не включенные в части «Базовых цен»
Приложение 15.8. Расчет коэффициента К
Приложение 15.9. Сборник калькуляций на работы по ремонту
энергооборудования, не включенные в «Базовые цены»
Приложение 15.10. Расшифровка материальных затрат к калькуляции
себестоимости на изготовление запасных частей
(узлов оборудования)
Приложение 15.11. Калькуляция на изготовление запасных частей
(узлов оборудования)
403
Дата введения: с 01 марта 2005 г.
Разработано: ОАО «ЦКБ Энергоремонт»
Исполнители: Ю.В. Трофимов, Б.И. Шар, О.Б. Осипов
(ОАО «ЦКБ Энергоремонт»)
Согласовано: ОАО РАО «ЕЭС России»
Департаментом экономической политики
Заместитель начальника В.Я. Дрель
Бизнес-единицей №1
Заместитель Управляющего директора,
Исполнительный директор И.Ш. Загретдинов
Бизнес-единицей №2
Заместитель Управляющего директора А.А. Вагнер
Бизнес-единицей «Гидрогенерация»
Заместитель Управляющего директора Р.М. Хазиахметов
Утверждено: ОАО РАО «ЕЭС России»
Заместитель Председателя Правления Я.М. Уринсон
Взамен СО 34.20.607-2002
Настоящие методические указания устанавливают методы и порядок фор-
мирования смет и калькуляций на ремонт энергооборудования.
Методические указания применяются электростанциями и предприятиями
электрических и тепловых сетей при определении общей потребности в фи-
нансовых средствах, необходимых для производства ремонтных работ на пла-
нируемый год.
Методические указания разработаны с учетом требований и положений «Пра-
вил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зда-
ний и сооружений электростанций и сетей» СО 34.04.181-2003 и «Базовых
цен на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватных услови-
ям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и техперевоо-
ружению», 2003 год, согласованных Министерством Энергетики РФ, Феде-
ральной Энергетической комиссией РФ, ОАО РАО «ЕЭС России».
1. Рекомендации по формированию смет и договорных цен на ремонт
энергооборудования.
1.1. Сметы на ремонт энергооборудования, составляемые подрядными орга-
низациями, электростанциями и предприятиями электрических и тепловых
сетей, состоят из двух разделов:
1. — стоимость работ;
2. — стоимость материалов и запчастей.
1.2. Раздел 1 — стоимость работ.
Стоимость по номенклатуре ремонтных работ определяется на основе «Ба-
зовых цен на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватных
условиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и техпе-
ревооружению», а при их отсутствии — по ценам согласованных калькуля-
ций. Перечень частей «Базовых цен» приведен в Приложении 15.1.
404
В связи с инфляционными процессами к «Базовым ценам» применяется по-
правочный индекс. Поправочный индекс определяется путем соотношения
плановой цены ремонтного предприятия на текущий период чел.-мес. рабоче-
го одного из шести разрядов и цены чел.-мес. рабочего аналогичного разряда
по «Базовым ценам».
Плановая цена чел.-мес. рабочего ремонтного предприятия определяется на
базе основной заработной платы производственных рабочих.
Основная заработная плата производственных рабочих формируется на осно-
ве заработной платы по действующему тарифу и доплат по премиальной систе-
ме согласно действующему положению о премировании на предприятии.
В доплаты по премиальной системе включаются премии стимулирующего
характера за производственные результаты, достигнутые при выполнении не-
посредственно ремонта энергооборудования.
В основную заработную плату производственных рабочих не включаются
доплаты за выполнение работ в тяжелых, особо тяжелых, вредных и особо
вредных условиях труда*, доплата по районному коэффициенту, надбавка за
непрерывный стаж работы для районов Крайнего Севера и местностей, при-
равненных к ним, вознаграждение за выслугу лет, премии за перевыполнение
объемов работ, экономию топлива, перевыполнение заданий по рабочей мощ-
ности и т.п. выплаты.
Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхова-
ние от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний
принимаются по установленным законодательством нормам обязательных от-
числений органам государственного страхования, пенсионного фонда, меди-
цинского страхования и страхования от несчастных случаев на производстве и
профессиональных заболеваний по отношению к основной и дополнительной
заработной платы производственных рабочих.
Затраты по статьям «Дополнительная заработная плата производственных
рабочих», «Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования», «Цехо-
вые расходы», «Общезаводские расходы» принимаются на уровне показате-
лей ремонтного предприятия по плану на текущий период.
Прибыль учитывается в размере рентабельности к себестоимости ремонт-
ного предприятия по плану на текущий период.
При расчете поправочного индекса к «Базовым ценам» на ремонтные рабо-
ты, выполняемые собственным ремонтным персоналом электростанции (пред-
приятия электрических или тепловых сетей), прибыль не учитывается.
* При расчете поправочного индекса по частям 13, 14 «Базовых цен» в основной заработной
плате производственных рабочих учитываются доплаты за выполнение работ в тяжелых, особо
тяжелых, вредных и особо вредных условиях труда.
405
Цена чел.-мес. по «Базовым ценам» для производственного рабочего разря-
да, принятого при определении плановой цены ремонтного предприятия на
текущий период, рассчитывается исходя из месячной тарифной ставки, допла-
ты по премиальной системе, накладных расходов и рентабельности к себесто-
имости, приведенных в «Общих положениях» частей «Базовых цен».
При согласовании поправочных индексов к «Базовым ценам» со сторонни-
ми подрядными организациями (ОАО, ООО, ИЧП и др.) энергообъединениям
(электростанциям, предприятиям электрических и тепловых сетей) рекомен-
дуется тщательно анализировать экономическую обоснованность уровня на-
кладных расходов и прибыли, имея в виду их взаимосвязь с величиной основ-
ных производственных фондов, инженерно-технической обеспеченностью
ремонтных работ и другими факторами.
Уровень поправочных индексов к «Базовым ценам» не должен превышать
уровень предельных индексов, устанавливаемых ОАО РАО «ЕЭС России».
Пример расчета поправочного индекса приведен в «Общих положениях»
каждой части «Базовых цен».
1.3. Раздел 2 — стоимость материалов и запасных частей. Стоимость мате-
риалов и запасных частей, используемых при ремонте энергооборудования,
определяется на основе договорных цен с производителями и цен, приведен-
ных в прайс-листах, с учетом транспортно-заготовительных расходов.
Из затрат на материалы и запчасти исключается стоимость возвратных отхо-
дов.
Возвратные отходы оцениваются в следующем порядке:
• по пониженной цене исходных материалов, если отходы могут быть ис-
пользованы для ремонтного производства;
• по установленным ценам на отходы за вычетом расходов на их сбор и обра-
ботку, когда отходы, обрезки, стружка и др. сдаются на сторону;
• по полной цене исходных материалов, если отходы реализуются на сторо-
ну для использования в качестве полномерного (полноценного) материала.
1.4. В сметах по хозспособу приводится коэффициент, отражающий уровень
основной заработной платы производственных рабочих по отношению к «Ба-
зовым ценам».
Расчет коэффициента основной заработной платы производственных рабо-
чих производится на основе экономических показателей электростанций и
предприятий электрических и тепловых сетей.
Пример расчета коэффициента основной заработной платы производствен-
ных рабочих Кз приведен в Приложении 15.2.
На основе стоимости ремонтных работ и коэффициента Кз определяется ос-
новная заработная плата производственных рабочих по номенклатуре работ и
в целом по смете.
406
Формы смет по способам исполнения работ приведены в Приложениях 15.3,
15.4.
2. Рекомендации по формированию калькуляций на работы по ремонту
энергооборудования.
Стоимость работ по ремонту оборудования, не включенных в части «Базо-
вых цен на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватных ус-
ловиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и техпере-
вооружению» определяется по калькуляциям.
Калькуляции на работы по ремонту оборудования составляются в следую-
щем порядке:
а) на основе технически обоснованных норм времени, действующих тариф-
ных ставок, доплат по премиальной системе, доплат за выполнение работ во
вредных условиях труда, доплат по районным коэффициентам и за непрерыв-
ный стаж работы в районах Крайнего Севера и местностях приравненных к
ним, доплат за выслугу лет и других доплат на основании действующих в орга-
низациях положений, коллективных договоров, соглашений определяется ос-
новная заработная плата производственных рабочих. В основную заработную
плату производственных рабочих не включаются премии за экономию топли-
ва, перевыполнение заданий по рабочей мощности и т.п. выплаты. Форма рас-
шифровки трудовых затрат приведена в Приложении 15.5;
б) на основе расшифровки трудовых затрат определяется себестоимость. При
этом:
- дополнительная заработная плата производственных рабочих определяет-
ся в процентном отношении к основной заработной плате производственных
рабочих, планируемом на текущий период;
- единый социальный налог от основной и дополнительной заработной пла-
ты производственных рабочих определяется с учетом изменения главы 24 «Еди-
ный социальный налог» Налогового Кодекса Российской Федерации в соот-
ветствии с Федеральным Законом от 20.07.2004 № 70-ФЗ, согласно которому
размер базовой налоговой ставки единого социального налога снижен с 35,6
до 26 %;
- средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев
на производстве и профессиональных заболеваний определяются от основной
и дополнительной заработной платы производственных рабочих (среднеме-
сячного заработка) в соответствии с Федеральным Законом «Об обязательном
социальном страховании от несчастных случаев на производстве и професси-
ональных заболеваний» от 24.07.1998 № 125-ФЗ (редакция от 01.12.2004 № 152-
ФЗ, с изменениями от 29.12.2004 № 202-ФЗ);
- накладные расходы определяются в процентном отношении к основной
заработной плате производственных рабочих на основе плановых показателей
на текущий период. Уровень накладных расходов, отнесенных к основной за-
407
работной плате производственных рабочих, не должен превышать их уровень
по частям «Базовых цен», приведенный в Приложении 15.6;
в) с учетом рентабельности к себестоимости определяется цена ремонтных
работ для ремонтного предприятия. Рентабельность к себестоимости прини-
мается на уровне, планируемом ремонтным предприятием на текущий пери-
од, и не должна превышать предельную рентабельность в размере 19 %, уч-
тенную в «Базовых ценах». При определении цены на ремонтные работы, вы-
полняемые собственным ремонтным персоналом электростанции (предприя-
тия электрических или тепловых сетей), прибыль (рентабельность) не учиты-
вается, исходя из этого, цена равна себестоимости. Форма калькуляции приве-
дена в Приложении 15.7.
На цены, определенные по калькуляциям, не распространяются «Общие по-
ложения» «Базовых цен».
При значительной номенклатуре ремонтных работ, не включенных в «Базо-
вые цены», для облегчения работы по калькулированию цена ремонтных ра-
бот может определяться с помощью коэффициента Кс.
Для ремонтных предприятий коэффициент Кс выражает отношение товар-
ной продукции, а для электростанций и предприятий электрических и тепло-
вых сетей — себестоимости товарной продукции к фонду оплаты труда про-
изводственных рабочих по тарифу и рассчитывается на основе плановых по-
казателей цеха (участка) ремонтного предприятия (электростанции, предпри-
ятия электрических или тепловых сетей) на текущий период.
Форма расчета стоимостного коэффициента Кс приведена в Приложении 15.8.
При изменении тарифных ставок в связи с инфляцией, уровня накладных
расходов и рентабельности к себестоимости, по плану на следующие перио-
ды, коэффициент Кс подлежит корректировке, что предусмотрено в форме рас-
чета.
Калькуляции на работы по ремонту энергооборудования, не включенные в
«Базовые цены», сводятся в единый сборник.
В сборнике приводится расчет цен по номенклатуре работ и предусмотрены
графы для корректировки как отдельных составляющих, так и окончательных
цен по определенным периодам. Форма сборника калькуляций приведена в
Приложении 15.9.
Сведение калькуляций в сборник предоставляет возможность систематичес-
кого пополнения стоимостных данных по номенклатуре ремонтных работ, их
сопоставления и соответствующего анализа. В сметах по графе «Обоснование
цены» приводится номер калькуляции по сборнику.
При производстве ремонтных работ, не включенных в «Базовые цены», в
течение двух смежных лет, в соответствии с Приказами ОАО РАО «ЕЭС Рос-
сии» от 21.10.1998 № 201 и от 17.10.2000 № 577, ремонтные предприятия,
электростанции и предприятия электрических и тепловых сетей должны пред-
408
ставлять в ОАО «ЦКБ Энергоремонт» обосновывающие материалы для разра-
ботки Дополнений к «Базовым ценам».
В качестве обосновывающих материалов представляется краткое описание
работ, средний разряд работ и проектная трудоемкость в чел.-ч по форме час-
тей «Базовых цен», к которым разрабатывается Дополнение.
3. Рекомендации по формированию калькуляций на услуги по мехобра-
ботке и изготовление запасных частей (узлов оборудования).
3.1. Калькуляции на услуги по мехобработке
Калькуляции на услуги по мехобработке составляются в том же порядке, как
и на работы по ремонту оборудования, не включенные в «Базовые цены», при-
веденном в разделе 2.
При этом:
• в «Расшифровку трудовых затрат» к калькуляции себестоимости в графе
«Виды работ» необходимо ввести следующее изменение:
1.1. Токарные
1.2. Фрезерные
1.3. Слесарные
1.4. Шлифовальные и т.д.
• разряды работ определяются в соответствии с «Единым тарифно-квалифи-
кационным справочником» (ЕТКС);
• накладные расходы определяются в процентном отношении к основной за-
работной плате производственных рабочих на основе плановых показателей
на текущий период. При этом уровень учитываемых в себестоимости «Обще-
заводских расходов», отнесенных к основной заработной плате производствен-
ных рабочих, не должен превышать их уровень по частям «Базовых цен», при-
веденный в Приложении 15.6;
• прибыль определяется на основе плановой рентабельности ремонтного
предприятия на текущий период и не должна превышать предельный уровень,
учтенный в «Базовых ценах» в размере 19 %.
3.2. Калькуляции на изготовление запасных частей (узлов оборудования)
Калькуляции на изготовление запасных частей (узлов оборудования) фор-
мируются в следующем порядке:
3.2.1. На основе технически обоснованных норм расхода и цен на материа-
лы, обоснованных договорами с производителями или прайс-листами, опре-
деляется материальная составляющая себестоимости, которая оформляется в
виде «Расшифровки материальных затрат».
В «Расшифровке материальных затрат» учитываются транспортно-загото-
вительные расходы, включающие следующие затраты:
- наценки, уплаченные снабженческо-сбытовым организациям;
- провозная плата со всеми дополнительными сборами, если цены установ-
лены франко-вагон станция отправления;
409
- расходы на разгрузку и доставку материалов на склады предприятия, кро-
ме оплаты постоянных складских рабочих;
- расходы на командировки, связанные с непосредственной заготовкой ма-
териалов и доставкой их на склады предприятия с мест заготовок (командиро-
вочные расходы шоферов и грузчиков данного предприятия при доставке гру-
зов от поставщиков и др.)- Не относятся к транспортно-заготовительным рас-
ходам затраты на командировки, связанные с согласованием технических ус-
ловий и оформлением договоров на поставку материалов. Эти затраты вклю-
чаются в состав общезаводских расходов;
- сумма потерь сырья и материалов в пути в пределах норм естественной
убыли.
Расходы на содержание отдела снабжения и заводских складов включаются
не в транспортно-заготовительные расходы, а в общезаводские расходы.
Из материальных затрат исключается стоимость возвратных отходов.
Под возвратными отходами производства понимаются остатки материалов,
образовавшиеся в процессе превращения исходного материала в готовую про-
дукцию, утратившие полностью или частично потребительские качества ис-
ходного материала и в силу этого используемые с повышенными затратами
(понижением выхода продукции) или вовсе не используемые по прямому на-
значению. Порядок оценки возвратных отходов изложен в разд. 1. Форма рас-
шифровки материальных затрат приведена в Приложении 15.10.
3.2.2. На основе технологических карт, технологических процессов и т.п. с
учетом разряда работ, определенного в соответствии с «Единым тарифно-ква-
лификационным справочником» (ЕТКС), составляется «Расшифровка трудо-
вых затрат». «Расшифровка трудовых затрат» на изготовление запчастей (уз-
лов оборудования) оформляется в том же порядке, как и на работы по ремонту
оборудования, не включенные в «Базовые цены», приведенном в разд.2.
При этом в «Расшифровку трудовых затрат» в графе «Виды работ» необхо-
димо ввести следующее изменение:
1.1. Кузнечные (литейные)
1.2. Заготовительные
1.3. Токарные
1.4. Фрезерные
1.5. Слесарные
1.6. Шлифовальные и т.д.
3.2.3. На основе расшифровок материальных и трудовых затрат определяет-
ся производственная себестоимость.
При этом:
• затраты по статье «Единый социальный налог и средства на обязательное
социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессио-
410
нальных заболеваний от основной и дополнительной заработной платы про-
изводственных рабочих» определяются в порядке, приведенном в разд.2;
• затраты по статье «Дополнительная заработная плата производственных
рабочих» и статьям накладных расходов определяются в процентном отноше-
нии к основной заработной плате производственных рабочих на основе пла-
новых показателей на текущий период. При этом уровень учитываемых в се-
бестоимости «Общезаводских расходов», отнесенных к основной заработной
плате производственных рабочих, не должен превышать их уровень по частям
«Базовых цен», приведенный в Приложении 15.6.
3.2.4. В том случае, когда изготовленные запасные части (узлы оборудова-
ния) подлежат упаковке и транспортировке, определяются затраты по статье
«Внепроизводственные расходы».
В статье «Внепроизводственные расходы» учитываются следующие расхо-
ды на сбыт продукции:
- затраты на тару и упаковку продукции на складах готовой продукции;
- расходы на доставку продукции на электростанцию (предприятие элект-
рических или тепловых сетей) или на станцию отправления, погрузку в ваго-
ны, автомобили и другие транспортные средства;
- прочие расходы, связанные со сбытом продукции.
Расходы на упаковку и транспортировку, входящие в состав внепроизвод-
ственных расходов, включаются в себестоимость соответствующих видов про-
дукции прямым путем. При невозможности такого отнесения они могут рас-
пределяться между отдельными видами продукции исходя из их веса, объема
или производственной себестоимости.
3.2.5. Суммированием производственной себестоимости и затрат по статье
«Внепроизводственные расходы» определяется полная себестоимость.
3.2.6. Прибыль определяется на основе плановой рентабельности ремонт-
ного предприятия на текущий период и не должна превышать предельный
уровень, учтенный в «Базовых ценах» в размере 19 %.
При этом прибыль на основе принятой рентабельности исчисляется по отно-
шению к производственной себестоимости за вычетом материальных затрат.
Форма калькуляции приведена в Приложении 15.11.
411
Приложение 15.1.
Перечень частей «Базовых цен на работы по ремонту
энергетического оборудования, адекватных условиям
функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту
и техперевооружению»
Часть 1. Работы по ремонту паровых котлов, водогрейных котлов и вспомо-
гательного оборудования.
Часть 2. Работы по ремонту паротурбинных установок.
Часть 3. Работы по ремонту трубопроводной арматуры.
Часть 4. Работы по ремонту гидравлических турбин и гидрогенераторов.
Часть 5. Работы по ремонту электрооборудования
Часть 6. Работы по ремонту трансформаторов и реакторов.
Часть 7. Работы по ремонту насосов, опор и соединительных муфт вращаю-
щихся механизмов.
Часть 8. Работы по ремонту и наладке средств и систем технологического
контроля, автоматического регулирования защиты, сигнализации, электроав-
томатики, телемеханики и связи.
Часть 9. Работы по ремонту газотурбинных установок.
Часть 10. Работы по ремонту передвижных газотурбинных и паротурбин-
ных электростанций, передвижных и стационарных дизельных электростан-
ций, маневровых тепловозов.
Часть 11. Работы по ремонту оборудования топливоподачи и мазутного хо-
зяйства.
Часть 12. Работы по ремонту энергооборудования водоподготовительных
установок.
Часть 13. Работы по ремонту антикоррозионных покрытий.
Часть 14. Очистка энергетического оборудования.
Часть 15. Работы по ремонту тепловой изоляции и обмуровки.
Часть 16. Работы по ремонту средств газоочистки и кондиционирования воз-
духа.
Часть 17. Работы по ремонту средств механизации.
Часть 18. Работы по ремонту компрессорных установок.
Часть 19. Работы по ремонту тепловых сетей.
Часть 20. Работы по ремонту золошлакопроводов.
Часть 21. Работы по ремонту дымовых труб, градирен и газоходов.
Часть 22. Работы по контролю металла энергетического оборудования.
412
Приложение 15.2.
Пример расчета коэффициента основной заработной платы
производственных рабочих по отношению к базовым ценам
(с учетом поправочного индекса) по плану на период
Расчет произведен на основе позиции 0101010101 части 1 «Базовых цен» с
учетом поправочного индекса 0,7.
Показатели Данные
1. Базовая цена, руб. 4096
2. Цена с учетом индексации, руб.1’ 2867
3. Сумма затрат по дополнительной заработной плате производственных рабочих, единому социальному налогу, средствам на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний и накладным расходам по отношению к основной заработной плате производственных рабочих, % 161
Г и 2 4. Основная заработная плата производственных рабочих, руб. г V 100 J 1098
5. Коэффициент основной заработной платы производственных п-4 рабочих, К3 = п-2 0,383
Примечания.
1. В связи с тем, что по хозспособу прибыль электростанциями и предприятиями
электрических и тепловых сетей не планируется, цена с учетом индексации идентич-
на себестоимости.
2. В «Базовых ценах» учтены накладные расходы по следующим калькуляционным
статьям:
• Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;
• Цеховые расходы;
• Общезаводские расходы.
413
Приложение 15.3
Согласовано:
Директор
(подрядная организация)
____________/_______/
«»Г.
Утверждаю:
Директор
(электростанция, предприятие электрических
или тепловых сетей)
____________/_______/
«»Г.
(цех, участок электростанции, предприятия
электрических или тепловых сетей)
(объект)
(вид ремонта)
(тип ремонта)
Смета №_______________
на____________________________________________________
(укрупненное наименование работ)
(дата)
№ п/п Наименование Обоснование цены Единица измерения Коли- чество Цена, руб. Стоимость, руб.
1 2 3 4 5 6 7
1. Работы
1.1. По «Базовым ценам»
1.1.1.
1.1.2.
1.1.3.
и т.д.
Итого по п. 1.1 X X X X
1.2. По калькуляциям
1.2.1.
1.2.2.
и т.д.
Итого по п. 1.2 X X X X
Итого по п.1. X X X X
2. Материальные затраты
2.1. Материальные затраты Подрядчика
2.1,1. Материалы
414
1 2 3 4 5 6 7
2.1.1.1.
2.1.1.2.
и т.д.
Итого по п.2.1.1. X X X X
2.1.2. Запчасти
2.1.2.1.
2.1.2.2.
И т.д.
Итого по п.2.1.2. X X X X
2.1.3. Итого материальных затрат Подрядчика (п.2.1.1 +п.2.1.2) X X X X
2.1.4. Транспортно- заготовительные расходы (_ %) X X X X
2.1.5. Итого материальных затрат Подрядчика с учетом транспортно- заготовительных расходов X X X X
2.2. Материальные затраты Заказчика
2.2.1. Материалы
2.2.1.1.
2.2.1.2.
И Т.Д.
Итого по п.2.2.1. X X X X
2.2.2. Запчасти
2.2.2.1.
2.2.2.2.
И т.д.
Итого по п.2.2.2. X X X X
2.2.3. Итого материальных затрат Заказчика (п.2.2.1+п.2.2.2) X X X X
2.2.4. Транспортно- заготовительные расходы ( %) X X X X
2.2.5. Итого материальных затрат Заказчика с учетом транспортно- заготовительных расходов X X X X
2.3. Всего материальных затрат (п.2.1.5+п.2.2.5) X X X X
2.4. Возвратные отходы
2.4.1.
2.4.2.
и т.д.
Итого по п.2.4. X X X X
2.5. Всего материальных затрат за вычетом стоимости возвратных отходов (п.2.3 - п.2.4) X X X X
3. Всего затрат (п.1 + п.2.5) X X X X
4. Всего затрат Подрядчика (п.1 + п.2.1.5) X X X X
415
Представитель
Подрядчика
Представитель
Заказчика
Примечание. В зависимости от принятой на электростанции, предприятии элек-
трических или тепловых сетей системы управления производством и стадии внедре-
ния АСУП, в смете могут быть отражены дополнительные данные: инвентарный но-
мер объекта, номер и наименование группы оборудования согласно СО 34.04.181-
2003 и т.п.
416
Приложение 15.4.
Утверждаю:
Директор
(электростанция, предприятие электрических или тепловых сетей)
/ /
<<»Г.
(цех, участок электростанции, предприятия электрических или тепловых сетей)
(объект)
Внутренняя смета №
на
(укрупненное наименование работ)
(дата)
Коэффициент основной заработной платы
производственных рабочих Kt =
№ п/п Наименование Обоснование цены Единица измерения Коли- чество Цена, руб. Стоимость, руб. Основная заработная плата производственных рабочих, руб. (гр.7хК3)
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Работы
1.1. По «Базовым ценам»
1.1.1.
1.1.2.
1.1.3.
ит.д.
Итого по п. 1.1 X X X X
1.2. По калькуляциям
1.2.1.
1.2.2.
ит.д.
Итого по п. 1.2 X X X X
Итого по п.1. X X X X
2. Материальные затраты
2.1. Материалы X
2.1.1. X
и т.д. X
Итого по п.2.1. X X X X X 1
417
1 2 3 4 5 6 7 8
2.2 Запчасти X
2.2.1. X
и т.д. X
Итого по п.2.2. X X X X X
2.3. Итого материальных затрат (п.2.1+п.2.2) X X X X X
2.4. Транспортно- заготовительные расходы ( %) X X X X X
2.5. Итого материальных затрат с учетом транспортно- заготовительных расходов X X X X X
2.6. Возвратные отходы
2.6.1.
2.6.2.
и т.д.
Итого по п.2.6. X X X X
2.7. Итого материальных затрат за вычетом стоимости возвратных отходов (п.2.5 - п.2.6) X X X X X
3. Всего затрат (п. 1 + п.2.7) X X X X X
Руководитель цеха____________________________________________
(подпись)
Примечание. В зависимости от принятой на электростанции, предприятии элек-
трических или тепловых сетей системы управления производством и стадии внедре-
ния АСУП, в смете могут быть отражены дополнительные данные: инвентарный но-
мер объекта, номер и наименование группы оборудования согласно СО 34.04.181—
2003 и т.п.
418
Приложение 15.5.
(ремонтное предприятие, электростанция, предприятие электрических или тепловых сетей)
Расшифровка трудовых затрат к калькуляции себестоимости
на________________________________________________________________
(краткое наименование ремонтных работ)
Виды работ Номер строки Разряд работ Трудоемкость работ по нормам, учтенным при расчете цены
Нормо- часы Тарифная ставка, руб. Сумма заработной платы, руб.
1 2 3 4 5 6
1. Заработная плата по тарифу 01
1.1. Слесарные 02
1.2. Сварочные 03
1.3. 04
ИТ.Д. 05
2. Доплата по премиальной системе 06 X X X X
2.1. % к заработной плате по тарифу 07
2.2. Сумма (гр.6 строка 01 х 7 ) 08 X X X
3. Доплата за вредные условия труда 09 X X X X
3.1. % к заработной плате по тарифу 10
3.2. Сумма (гр.6 строка 01 х -^д*‘° ) И X X X
4. Доплата (вознаграждение) за выслугу лет 12 X X X X
4.1. % к заработной плате по тарифу 13
4.2. Сумма (гр.6 строка 01 х ) 14 X X X
5. Вознаграждение по итогам работы за год 15 X X X X
5.1. % к заработной плате по тарифу 16
5.2. Сумма (гр.6 строка 01 х ) 17 X X X
6. Заработная плата — Итого [гр.6 строки (01+08+11+14+17)] 18 X X X
7. Доплата по районному коэффициенту 19 X X X X
7.1. Районный коэффициент 20
7.2. Сумма гр.6 строка 18 х (строка 20 - 1) 21 X X X
8. Доплата за непрерывный стаж работы в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним 22 X X X X
8.1. % к заработной плате, за исключением доплаты по районному коэффициенту 23
8.2. Сумма гр.6 строки (18 х 23) 24 X X X
Заработная плата — Всего гр.6 строки (18+ 21+24) 25 X X X
419
Примечание. Сумма заработной платы, показанная в гр.6 строки 25 Приложе-
ния, должна соответствовать сумме по строке «Основная заработная плата производ-
ственных рабочих» калькуляции (Приложение 15.7).
«»г.
Начальник отдела труда
и заработной платы
(планово-экономический отдел)
420
Приложение 15.6.
Данные по уровню затрат по группам калькуляционных статей
Номера частей «Базовых цен» Уровень затрат по группам калькуляционных статей по отношению к основной заработной плате производственных рабочих, учтенных в «Базовых ценах», %
Накладные расходы Дополнительная заработная плата производственных рабочих, единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний и накладные расходы
Итого в том числе Общезаводские расходы
1 2 3 4
1,3,4, 12, 17, 22 138,9 48,0 192,0
2, 7, 9, 18 155,9 48,0 209,0
4 228,7 88,5 281,8
5,6 163,2 48,0 216,3
8 125,2 48,0 178,3
10 (разделы 01, 02, 04, 05, 06, 09, подразделы 0301,0303-0312) 162,8 35,0 222,3
10 (подраздел 0302) 264,8 35,0 324,3
10 (разделы 07, 08, 10, И) 231,5 35,0 291,0
13 126,5 48,0 179,7
14 72,9 24,4 129,0
15 126,5 48,0 179,7
16 97,7 40,0 150,8
19 136,1 46,0 189,3
20 136,2 46,0 189,3
21 141,3 48,0 194,4
Примечание. Накладные расходы включают затраты по следующим калькуля-
ционным статьям:
• Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;
• Цеховые расходы;
• Общезаводские расходы.
421
Приложение 15.7.
Согласовано:
Директор
(электростанция, предприятие
электрических или тепловых сетей)
Утверждаю:
Директор
(подрядная организация)
«»Г. «»Г.
Калькуляция
на________________________________________________________________
(краткое наименование работ)
Наименование статей затрат Сумма, руб.
1 2
1. Основная заработная плата производственных рабочих
2. Дополнительная заработная плата производственных рабочих
3. Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих
4. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
5. Цеховые расходы
6. Общезаводские расходы
7. Себестоимость — строки (1+2+3+4+5+6)
8. Прибыль — строка 7 х 17
9. Цена — строки (7+8)
Справочно:
10. Дополнительная заработная плата в % к основной заработной плате производственных рабочих
11. Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний в % к основной и дополнительной заработной плате производственных рабочих
12. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в % к основной заработной плате производственных рабочих
13. Цеховые расходы в % по отношению к основной заработной плате производственных рабочих
14. Общезаводские расходы в % к основной заработной плате производственных рабочих
15. Накладные расходы в % к основной заработной плате производственных рабочих — строки (12+13+14)
16. Сумма затрат по дополнительной заработной плате производственных рабочих, единому социальному налогу и средствам на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний и накладным расходом по отношению к основной заработной плате производственных рабочих, % С1Р°1а| <2+3+4+5+6> 100 строка 1
17, Рентабельность в % к себестоимости
422
Примечания.
1. При выполнении ремонтных работ собственным ремонтным персоналом элект-
ростанции по строкам 6, 14 показываются «Общестанционные расходы» по ремонт-
ной деятельности.
2. Калькуляция утверждается руководством электростанции (предприятия электри-
ческих или тепловых сетей).
«»г.
Начальник
планово-экономического
отдела
423
Приложение 15.8.
Согласовано:
Директор
(электростанция, предприятие
электрических или тепловых сетей)
Утверждаю:
Директор
(подрядная организация)
«»Г. «»Г.
Расчет коэффициента Кс_______________________________________
(цех, участок)
Показатели По плану па текущий период по плану наследующие периоды с учетом корректировки показателей
1 2 3 4 5
1. Фонд оплаты труда производственных рабочих по тарифу, тыс.руб.
2. Доплаты1’
2.1. Доплаты за вредные условия труда к фонду оплаты труда по тарифу
2.1.1. Сумма, тыс.руб.
2.1.2. %
2.2.
2.2.1.
2.2.2.
ИТ.Д.
3. Фонд основной заработной платы производственных рабочих, тыс.руб. строки (1+2)
4. Дополнительная заработная плата производственных рабочих, единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний и накладные расходы
4.1. Сумма, тыс.руб.
4.2. в % к фонду основной заработной платы производственных рабочих строка 4.1 — —100 строка 3
5. Себестоимость товарной продукции, тыс.руб. строки (3+4.1)
6. Прибыль
6.1. Сумма, тыс.руб.
6.2. в % к себестоимости строка 6.1 -т-100 строка 3
424
1 2 3 4 5
7. Товарная продукция
7.1. Для ремонтного предприятия, тыс.руб. строки (5+6.1)
7.2. Для электростанции и предприятий электрических и тепловых сетей, тыс.руб. строка 5
8. Коэффициент
8.1. Для ремонтного предприятия строка 7.1 строка 1
8.2, Для электростанции и предприятий электрических и тепловых сетей строка 7.2 строка!
Примечания.
1. Доплаты приведены в расшифровке трудовых затрат (Приложение 15.5).
2. При выполнении ремонтных работ собственным ремонтным персоналом элект-
ростанции (предприятия электрических или тепловых сетей) расчет коэффициента
утверждается руководством электростанции (предприятия электрических или тепло-
вых сетей).
«»г.
Начальник
планово-экономического
отдела
425
Приложение 15.9.
Согласовано:
Директор
Утверждаю:
Директор
(электростанция, предприятие (подрядная организация)
электрических или тепловых сетей)
/ / / /
«»г. «»г.
Сборник
калькуляций на работы по ремонту энергооборудования,
не включенные в «Базовые цены»
№ калькуляции Наименование работ Единица измере- ния Расчет цены Приме- чание
Норма вре- мени, чел.-ч Обоснование нормы вре- мени Средневзве- шенный раз- ряд работ Часовая тариф- ная ставка, руб. по периодам Коэффициент Кс по периодам Цена по пе- риодам1’, руб.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
1.
2.
3.
ит.д.
Примечания.
1) Расчет цены производится следующим образом — гр.13 = гр.7 х гр.4 х гр.10.
2) При выполнении ремонтных работ собственным ремонтным персоналом элект-
ростанции (предприятия электрических или тепловых сетей) сборник калькуляций
утверждается руководством электростанции (предприятия электрических или тепло-
вых сетей).
«»г.
Начальник
планово-экономического
отдела
426
Приложение 15.10.
(ремонтное предприятие, электростанция, предприятие электрических или тепловых сетей)
Расшифровка материальных затрат
к калькуляции себестоимости на изготовление
(наименование и номер чертежа (эскиза) запчасти, узла оборудования)
№ п/п Наименование материалов Единица измерения Затраты на единицу по нормам, учтенным при расчете цены Обоснование цены
Норма расхода Цена, руб. Сумма (гр.5хгр.4), руб.
1 2 3 4 5 6 7
1. Материалы
1.1.
1.2.
ит.д.
Итого по п. 1 X X X X
2. Покупные изделия и полуфабрикаты
2.1.
2.2.
И Т.д.
Итого по п.2 X X X X
Итого материальных затрат (п.1+п.2) X X X X
Транспортно-заготовительные расходы ( %) X X X X
Итого материальных затрат с учетом транспортно- заготовительных расходов X X X X
3. Возвратные отходы
3.1. Черных металлов
3.2. Цветных металлов
Итого по п.З X X X X
Всего материальных затрат за вычетом возвратных отходов X X X X
Начальник планово-
Главный бухгалтер
экономического отдела
Примечание. Сумма по строке «Всего материальных затрат за вычетом воз-
вратных отходов», показанная в гр.6, должна соответствовать сумме по строке «Мате-
риальные затраты за вычетом возвратных отходов» калькуляции (Приложение 15.11).
427
Приложение 15.11
Согласовано:
Директор
(электростанция, предприятие
электрических или тепловых сетей)
Утверждаю:
Директор
(подрядная организация)
«»Г. «»
Г.
Калькуляция на изготовление
(наименование и номер чертежа (эскиза) запчасти, узла оборудования)
Наименование статей затрат Сумма, руб.
1 2
1. Материальные затраты за вычетом возвратных отходов
2. Основная заработная плата производственных рабочих
3. Дополнительная заработная плата производственных рабочих
4. Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих
5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
6. Цеховые расходы
7. Общезаводские расходы
8. Производственная себестоимость — строки (1+2+3+4+5+6+7)
9. Внепроизводственные расходы
10. Полная себестоимость
11. Прибыль — строка 19 х стр^ 2--
12. Цена — строки (10+11)
Справочно:
13. Дополнительная заработная плата в % к основной заработной плате производственных рабочих
14. Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний в % к основной и дополнительной заработной плате производственных рабочих
15. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в % к основной заработной плате производственных рабочих
16. Цеховые расходы в % по отношению к основной заработной плате производственных рабочих
17. Общезаводские расходы в % к основной заработной плате производственных рабочих
18. Внепроизводственные расходы в % к производственной себестоимости
19. Производственная себестоимость за вычетом материальных затрат
20. Рентабельность в % к производственной себестоимости за вычетом материальных затрат
428
Примечания.
1. При выполнении ремонтных работ собственным ремонтным персоналом элект-
ростанции по строкам 6, 14 показываются «Общестанционные расходы» по ремонт-
ной деятельности.
2. Калькуляция утверждается руководством электростанции (предприятия электри-
ческих или тепловых сетей).
«»г.
Начальник
планово-экономического
отдела
429
Приложение 16.
Базовые цены на работы по ремонту дымовых труб,
градирен и газоходов
Содержание
Исходные данные
Общие положения
01 Средства механизации, оснастка и леса
0101 Комплектация лебедок, применяемых при ремонте труб и градирен,
с изготовлением металлической опорной площадки
0102 Установка и снятие лебедок с установкой рабочего блока и запасовкой канатов
0103 Установка (монтаж) и снятие (демонтаж) самоподъемной люльки
и тросовой дорожки, применяемых при ремонте градирни
0104 Изготовление, монтаж и демонтаж оснастки и лесов, применяемых
при ремонте и осмотре труб
0105 Изготовление, монтаж и демонтаж оснастки и лесов, применяемых
при ремонте сооружений
02 Ремонт дымовых труб
0201 Ремонт стволов железобетонных и кирпичных труб
0202 Ремонт и замена наружных конструкций железобетонных и кирпичных труб
0203 Ремонт внутренней поверхности железобетонных и кирпичных труб
0204 Ремонт металлических дымовых труб
03 Ремонт градирен
0301 Ремонт башен каркасно-обшивных градирен
0302 Ремонт башен гиперболических железобетонных градирен
0303 Ремонт системы водораспределения и орошения
0304 Ремонт жалюзийных устройств
0305 Ремонт водосборного бассейна
0306 Ремонт наружных металлоконструкций
0307 Ремонт вентиляторных градирен
04 Ремонт газоходов
0401 Ремонт кирпичной стены газохода
0402 Торкретирование поверхности газоходов
0403 Ремонт и замена перекрытий и кровли газоходов
0404 Очистка поверхности газохода
0405 Прочие работы
430
Исходные данные.
Данное приложение включает в себя часть 21 руководящего документа —
Базовые цены на работы по ремонту энергетического оборудования, адекват-
ные условиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту и
техперевооружению / Ю.В. Трофимов, Б.И. Шар, О.Б. Осипов. М.: ОАО ЦКБ
«Энергоремонт», 2003. (согласованы Минэнерго РФ, ФЭК РФ и ОАО РАО «ЕС
России»).
Данный РД введен с 01.01.2004 г., взамен «Справочника структурных пока-
зателей для формирования свободных цен на энергоремонт в условиях пере-
хода к рыночной экономике».
Приведенные здесь базовые цены предназначены для определения стоимос-
ти работ по ремонту дымовых труб, выполняемых подрядным и хозяйствен-
ным способом.
Данный РД разработан с учетом требований и положений Налогового кодек-
са Российской Федерации и «Правил организации технического обслужива-
ния и ремонта оборудования, зданий, сооружении электростанции и сетей»
(2003 г.).
На основе настоящих базовых цен, носящих предельный характер, опреде-
ляются договорные цены с учетом индексов, учитывающих производственно
экономические показатели предприятий и организаций-производителей работ
по планируемому объему и номенклатуре ремонтных работ, и соответствую-
щие сметно-финансовые документы.
В данном приложении учтены изменения, в объеме данных для части 21,
приведенные в письме ОАО ЦКБ «Энергоремонт» от 16.11.04 № 6-358.
Общие положения.
1. Базовые цены предназначены в целом для формирования договорных цен
на работы по ремонту энергооборудования и сооружений, выполняемые под-
рядными организациями и собственным персоналом электростанций.
2. Структура базовых цен по технологической части базируется на техноло-
гической документации и «Правилах организации технического обслужива-
ния и ремонта оборудования, зданий, сооружений электростанций и сетей»
(2003 г.).
3. Экономическая часть базовых цен построена на основе положений Нало-
гового кодекса Российской Федерации, определяющих состав и структуру се-
бестоимости и прибыли.
4. Базовые цены, приведенные в настоящем приложении, предназначены для
оценки затрат на работы по ремонту дымовых труб, градирен и газоходов,
выполняемые персоналом электростанций и сетевых предприятий.
5. Базовые цены установлены на работы по ремонту дымовых труб, гради-
рен и газоходов. Расчеты с заказчиками за материалы и запасные части под-
431
рядчика, фактически использованные при ремонте дымовых труб, градирен и
газоходов, производятся по договорным ценам с учетом транспортно-загото-
вительных расходов.
6. В базовых ценах не учтены затраты на предоставление Заказчиком Под-
рядчику на период производства ремонтных работ служебных, производствен-
ных, бытовых помещений, их обеспечение теплом, электроэнергией и водой,
а также затраты по установке телефонов Подрядчику и их абонентной плате.
Взаимоотношения Подрядчика и Заказчика по возмещению вышеуказанных
затрат регулируется Договором, составленным с учетом «Основных положе-
ний и требований договора на выполнение работ по ремонту оборудования
электростанций» РД 153-34.1-20.602-2002.
7. При производстве ремонта дымовых труб, градирен и газоходов электро-
энергия, топливо, пар, сжатый воздух, вода, кислород, ацетилен, природный и
инертный газ, используемые для выполнения ремонтных работ, предоставля-
ются Заказчиком Подрядчику безвозмездно.
8. В базовых ценах учтена заработная плата производственных рабочих, ис-
ходя из следующих месячных тарифных ставок для нормальных условий про-
изводства работ:
I разряд — 3232 руб.; II разряд — 3556 руб.; III разряд — 3879 руб.; IV раз-
ряд — 4364 руб.; V разряд — 5010 руб.; VI разряд — 5818 руб.
В основной заработной плате производственных рабочих, кроме того, учте-
на доплата по премиальной системе в размере 75 % к тарифу.
Средний разряд работ по данной части — 3,5, чему соответствует среднеме-
сячная основная заработная плата одного производственного рабочего —
7212 руб.
9. В себестоимости базовых цен, кроме основной заработной платы произ-
водственных рабочих, учтены:
• дополнительная заработная плата производственных рабочих по отноше-
нию к основной заработной плате производственных рабочих — 12 %;
• единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхо-
вание от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболева-
ний по отношению к основной и дополнительной заработной плате производ-
ственных рабочих (далее ЕСН) — 36,7 %;
• накладные расходы по отношению к основной заработной плате производ-
ственных рабочих — 141,3 %, в том числе:
- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования — 25,2 %;
- цеховые расходы — 68,1 %;
- общезаводские расходы — 48,0 %.
10. В базовых ценах учтена прибыль, исходя из рентабельности к себестои-
мости в размере 19 %.
432
11. В базовых ценах не учтены районные коэффициенты, а также процент-
ные надбавки к заработной плате и другие льготы, предусмотренные для рай-
онов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей и остальных районов
Севера. При ремонте дымовых труб, градирен и газоходов, производимом пред-
приятиями, применяющими районный коэффициент и процентную надбавку
к заработной плате, предусмотренную для районов Крайнего Севера, прирав-
ненных к ним местностей и остальных районов Севера, базовые цены увели-
чиваются в том же размере, что и заработная плата. Таким образом, например:
- при районном коэффициенте к заработной плате 1,1 доплата к базовой цене
составит — 10 %;
- при процентной надбавке к заработной плате, предусмотренной для райо-
нов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей и остальных районов
Севера — 30 % доплата к базовой цене применяется в том же размере.
12. Увеличение стоимостного объема в связи с применением районного ко-
эффициента и процентной надбавки к заработной плате, предусмотренной для
районов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей и остальных рай-
онов Севера, согласно п. 11 «Общих положений» настоящей части рассчиты-
вается каждое в отдельности от стоимостного объема в базовых ценах с уче-
том индексации.
13. В базовых ценах не учтены выплаты единовременного вознаграждения
за выслугу лет согласно Постановлению Совета Министров СССР № 1275 от
13.12.90 г. (письмо Минэнерго СССР от 04.02.91 № М-567).
В связи с этим, при ремонте дымовых труб, градирен и газоходов, произво-
димом ремонтными предприятиями, по согласованию с Заказчиком могут ус-
танавливаться доплаты к базовым ценам, возмещающие затраты ремонтных
предприятий на выплату вознаграждения за выслугу лет. Аналогичные допла-
ты могут устанавливаться при выполнении ремонтных работ персоналом элек-
тростанций.
Доплата к базовым ценам рассчитывается в следующем порядке:
У (цеха, участка) =Д/Тх. 100,
где N — увеличение объема товарной продукции в связи с выплатой вознаг-
раждения за выслугу лет промышленно-производственному персоналу, %; Д
— доплата к объему товарной продукции в связи с выплатой вознаграждения
за выслугу лет (по цеху, участку), тыс.руб. Т — объем товарной продукции без
учета доплат по районному коэффициенту и процентной надбавки к заработ-
ной плате, предусмотренной для районов Крайнего Севера, приравненных к
ним местностей и остальных районов Севера, доплат за выполнение работ в
тяжелых, особо тяжелых, вредных, особо вредных условиях труда и вознаг-
раждения за выслугу лет, тыс.руб.
433
д=\н1+^^.}.а+К1)
I ф J
где Н} — вознаграждение за выслугу лет производственных рабочих цеха (уча-
стка) ремонтного предприятия; Н2 — вознаграждение за выслугу лет контин-
гента промышленно-производственного персонала ремонтного предприятия,
оплата труда которого планируется и учитывается по статьям накладных рас-
ходов; Ф — фонд оплаты труда по тарифным ставкам (должностным окладам)
производственных рабочих ремонтного предприятия, тыс.руб.; Ф} — фонд
оплаты труда по тарифным ставкам (должностным окладам) производствен-
ных рабочих цеха (участка) ремонтного предприятия, тыс.руб.; — единый
социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от не-
счастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний по отно-
шению к заработной плате производственных рабочих — 36,7 %.
Расчет увеличения объема товарной продукции производится на основе эко-
номических показателей ремонтного предприятия по плану на текущий год
(квартал).
Окончательные расчеты с заказчиком производятся аналогичным образом,
исходя из фактических затрат.
14. В базовых ценах учтены затраты при выполнении работ в нормальных
условиях труда. При производстве ремонтных работ дымовых труб, градирен
и газоходов с тяжелыми, вредными, особо тяжелыми и особо вредными усло-
виями труда применяются следующие доплаты:
Степень вредности в баллах Размер доплат к тарифным ставкам, % Доплата к базовой цене, %
До 2 4 1Д
2,1-4,0 8 2,2
4,1-6,0 12 3,3
6,1-8,0 16 4,4
8,1-10,0 20 5,5
Более 10,0 24 6,6
15. Стоимость неплановых и аварийных работ по ремонту сооружений (уз-
лов) определяется следующим образом:
- по базовым ценам настоящей части. При наличии дополнительных затрат,
не учтенных в базовых ценах, Заказчик возмещает Подрядчику указанные зат-
раты на основе согласованных калькуляций;
- при отсутствии базовых цен в настоящей части — по калькуляциям, согла-
сованным с Заказчиком.
16. Стоимость работ по ремонту дымовых труб, градирен и газоходов, не
включенных в настоящую часть, определяется на основе калькуляций, согла-
сованных с заказчиком. Калькуляции составляются в соответствии с «Методи-
434
ческими указаниями по формированию смет и калькуляций на ремонт энерго-
оборудования» РД 153-34.1-20.607-2002. При этом накладные расходы и рен-
табельность учитываются на уровне, не превышающем приведенного в «Об-
щих положениях».
17. Затраты подрядчика, связанные с выездом ремонтного персонала (коман-
дировочные расходы, стоимость проезда, провоз инструментов, приборов,
приспособлений и т.д.) в базовые цены не включены и учитываются в смете
дополнительно в размере до 50 % (включительно) от объема товарной продук-
ции. Окончательные расчеты с заказчиком производятся по фактическим зат-
ратам.
18. Базовые цены носят предельный характер. На основе базовых цен фор-
мируются договорные цены посредством применения поправочных индексов.
Поправочный индекс разрабатывается ремонтным предприятием на основе его
производственно-экономических показателей, согласовывается и утверждает-
ся заказчиком.
При выполнении ремонтных работ хозяйственным способом разработанный
поправочный индекс подлежит утверждению руководством электростанции.
Поправочные индексы к настоящим базовым ценам, разрабатываемые ре-
монтными предприятиями и электростанциями, в период до 01 января 2005 г.
не должны быть более 1,0.
В последующие годы при наличии инфляционных процессов к базовым це-
нам должны устанавливаться предельные индексы. При этом поправочные
индексы, разрабатываемые ремонтными предприятиями и электростанциями,
не должны превышать уровень предельных индексов.
19. Методика расчета поправочного индекса к базовым ценам.
19.1. Поправочный индекс определяется путем соотношения плановой сто-
имости чел.-мес. рабочего ремонтного предприятия (подразделения электро-
станции) одного из шести разрядов на текущий период и стоимости чел.-мес.
рабочего аналогичного разряда по настоящей части.
19.2. Определение плановой стоимости чел.-мес. рабочего ремонтного пред-
приятия на текущий период.
19.2.1. Плановая стоимость чел.-мес. рабочего ремонтного предприятия (под-
разделения электростанции) определяется на базе основной заработной платы
производственных рабочих.
19.2.2. Основная заработная плата производственных рабочих формируется
на основе заработной платы по тарифу и доплаты по премиальной системе
согласно действующему положению о премировании на предприятии.
В доплату по премиальной системе включаются премии стимулирующего
характера за производственные результаты, достигнутые при выполнении не-
посредственно ремонта сооружений.
435
В основную заработную плату производственных рабочих не включаются:
• доплаты за выполнение работ в тяжелых, особо тяжелых, вредных и особо
вредных условиях труда;
• доплаты по районному коэффициенту;
• процентная надбавка к заработной плате и другие льготы, предусмотрен-
ные для районов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей и осталь-
ных районов Севера;
• вознаграждение за выслугу лет;
• премии за перевыполнение объемов работ, экономию топлива, перевыпол-
нение заданий по рабочей мощности и т.п. выплаты.
19.2.3. Единый социальный налог принимается по нормативам, установлен-
ным Налоговым кодексом Российской Федерации, а средства на обязательное
социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессио-
нальных заболеваний — в соответствии с Федеральным законом от 27 декабря
2002 года № 183-ФЗ.
19.2.4. Затраты по статьям «Дополнительная заработная плата производствен-
ных рабочих», «Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования», «Це-
ховые расходы», «Общезаводские расходы» принимаются на уровне показате-
лей ремонтного предприятия по плану на текущий период.
19.2.5. Прибыль учитывается в размере рентабельности к себестоимости ре-
монтного предприятия по плану на текущий период.
19.3. Стоимость чел.-мес. по настоящей части базовых цен рабочего разря-
да, принятого при определении плановой цены ремонтного предприятия, рас-
считывается исходя из экономических показателей, приведенных в п.п. 8,9, 10
«Общих положений».
19.4. Пример расчета поправочного индекса к базовым ценам.
Расчет произведен на основе месячной тарифной ставки
производственного рабочего 3,5 разряда.
Показатели Структурные составляющие стоимости чел.-мес, учтенные в базовых ценах Структурные составляющие цеиы чел.-мес. рабочего ремонтного предприятия (подразделения электростанции)
% сумма, руб. % сумма, руб.
1 2 3 4 5
1. Основная заработная плата производственных рабочих — 7212 — 6630
1.1. Заработная плата по тарифу 4121 — 3900
1.2. Доплата по премиальной системе к заработной плате по тарифу 75 3091 70 2730
2. Дополнительная заработная плата производственных рабочих по отношению к основной заработной плате производственных рабочих 12 865 И 729
436
1 2 3 4 5
3. Единый социальный налог и средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний (ЕСН) по отношению к основной и дополнительной заработной плате производственных рабочих 36,7 2964 36,7 2701
4. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (исчисляются пропорционально основной заработной плате производственных рабочих) 25,2 1817 21 1392
5. Цеховые расходы (исчисляются пропорционально основной заработной плате производственных рабочих) 68,1 4911 63 4177
6. Общезаводские расходы (исчисляются пропорционально основной заработной плате производственных рабочих) 48 3462 43 2851
7. Себестоимость — 21232 — 18481
8. Прибыль (исходя из рентабельности по строке 10) — 4034 — 2587
9. Стоимость чел.-мес. — 25266 — 21068
Справочно:
10. Рентабельность в % к себестоимости 19 14
11. Накладные расходы (сумма строк 4+5+6) по отношению к основной заработной плате производственных рабочих 141,3 10190 127 8420
12. Сумма затрат по дополнительной заработной плате производственных рабочих, ЕСН и накладных расходов (сумма строк 2+3+4+5+6) по отношению к основной заработной плате производственных рабочих 194,4 14020 178,7 11851
Расчет поправочного индекса:
строка 9 гр.5 _
I —-----------— U,o3
строка 9 гр.З
20. Для облегчения пользования базовыми ценами ниже приводится поря-
док применения основных доплат к ним.
Пример.
Цд = (1000-1,011 z)(l +0,6 + 0,3),
где Цд — договорная цена; 1000 — базовая цена; 1,011 — коэффициент, учи-
тывающий доплату за выполнение работ с вредными условиями труда в раз-
мере 1,1 % к базовой цене; i — поправочный индекс, разработанный согласно
п.19 «Общих положений»; 0,6 — доплата в связи с применением районного
коэффициента к заработной плате в размере 1,6; 0,3 — доплата в связи с при-
менением процентной надбавки к заработной плате, предусмотренной для рай-
онов Крайнего Севера, приравненных к ним местностей и остальных районов
Севера в размере 30 %.
21. «Общие положения» базовых цен распространяются на все последую-
щие Дополнения к нему, если иное не оговорено в Дополнении.
437
01 СРЕДСТВА МЕХАНИЗАЦИИ, ОСНАСТКА И ЛЕСА
0101 Комплектация лебедок, применяемых при ремонте труб и гради-
рен, с изготовлением металлической опорной площадки
010101 Комплектация ручных лебедок
№ позиции Г рузоподъемность, т Базовая цена в руб. за комплект с одной лебедкой по видам ремонтируемых сооружений и их высоте, м
градирни трубы
до 60 свыше 60 до 100 до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04 05 06
01010101 До 0,5 408 600 588 940 1184 1429
01010102 Свыше 0,5 до 1,5 694 1021 801 1246 1531 1817
01010103 Свыше 1,5 до 3,2 940 1204 1184 1736 2123 2491
01010104 Свыше 3,2 1408 1797 1878 2614 3144 3675
010102 Комплектация электрических лебедок
№ позиции Грузоподъемность, т Базовая цена в руб. за комплект с одной лебедкой по видам ремонтируемых сооружений и их высоте, м
градирни трубы
до 60 свыше 60 до 100 до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04 05 06
01010201 До 0,5 474 748 838 1287 1552 1899
01010202 Свыше 0,5 до 1,25 817 1021 1042 1408 1715 2042
01010203 Свыше 1,25 до 3,0 1061 1368 1389 1899 2246 2614
01010204 Свыше 3,0 до 5,0 1899 2246 2246 3103 3635 4165
0102 Установка и снятие лебедок с установкой рабочего блока и запасов-
кой канатов
010201 Установка и снятие ручных лебедок
№ позиции Г рузоподъемность, т Подъем на эстакаду высотой, м Базовая цена в руб. за комплект с одной лебедкой по видам ремонтируемых сооружений и их высоте, м
градирни трубы
до 60 свыше 60 до 100 до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04 05 06
01020101 До 0,5 ДоЗ 2205 2450 — — — —
01020102 До 0,5 Свыше 3 до 12 2410 2573 — — — —
01020103 До 0,5 Без подъема 2123 2369 2246 4002 4900 6085
01020104 Свыше 0,5 до 1,5 ДоЗ 2491 2777 — — — —
01020105 Свыше 0,5 до 1,5 Свыше 3 до 12 2695 2940 — — — —
01020106 Свыше 0,5 до 1,5 Без подъема 2450 2695 2573 4573 5636 6983
01020107 Свыше 1,5 до 3,2 ДоЗ 2695 2940 — — — —
01020108 Свыше 1,5 до 3,2 Свыше 3 до 12 2859 3063 — — — —
01020109 Свыше 1,5 до 3,2 Без подъема 2531 2818 2982 4819 5921 7269
01020110 Свыше 3,2 до 5,0 ДоЗ 3594 3879 — — — —
01020111 Свыше 3,2 до 5,0 Свыше 3 до 12 3798 4124 — — — —
01020112 Свыше 3,2 до 5,0 Без подъема 3348 3756 3961 6453 7922 9515
438
010202 Установка и снятие электрических лебедок
№ позиции Грузоподъемность, т Подъем на эстакаду высотой, м Базовая цена в руб. за комплект с одной лебедкой по видам ремонтируемых сооружений и их высоте, м
градирни трубы
до 60 свыше 60 до 100 до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04 05 06
01020201 До 0,5 Доз 2369 2614 — — — —
01020202 До 0,5 Свыше 3 до 12 2450 2695 — — — —
01020203 До 0,5 Без подъема 2327 2573 2491 4124 5064 6207
01020204 Свыше 0,5 до 1,25 ДоЗ 2695 2982 — — — —
01020205 Свыше 0,5 до 1,25 Свыше 3 до 12 2777 3063 — — — —
01020206 Свыше 0,5 до 1,25 Без подъема 2614 2899 2818 4656 5758 7023
01020207 Свыше 1,25 до 3,0 ДоЗ 2899 3186 — — — —
01020208 Свыше 1,25 до 3,0 Свыше 3 до 12 3022 3390 — — — —
01020209 Свыше 1,25 до 3,0 Без подъема 2777 3022 2982 4941 6085 7391
01020210 Свыше 3,0 до 5,0 ДоЗ 3716 4207 — — — —
01020211 Свыше 3,0 до 5,0 Свыше 3 до 12 4165 4615 — — — —
01020212 Свыше 3,0 до 5,0 Без подъема 3635 3839 4165 6657 8086 9882
0103 Установка (монтаж) и снятие (демонтаж) самоподъемной люльки и
тросовой дорожки, применяемых при ремонте гради рни
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60 до 100
01 02
01030101 Установка и снятие самоподъемной люльки люлька 10862 18049
01030102 Монтаж и демонтаж тросовой дорожки (двух спаренных электролебедок) дорожка 7065 9107
0104 Изготовление, монтаж и демонтаж оснастки и лесов, применяемых
при ремонте и осмотре труб_______________________________________
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
01040101 Сборка и установка, разборка и снятие подвесной площадки внутри трубы с монтажом и демонтажем такелажной оснастки площадка 73464 120670 147377 188662
01040102 Монтаж и демонтаж оснастки для внутреннего осмотра труб без устройства телефонной связи комплект 27645 38835 46921 57415
01040103 Установка и снятие канатной системы на железобетонных и кирпичных трубах труба 11059 21235 31771 44592
01040104 Установка и снятие поворотной консоли для подачи материалов консоль 9556 15477 24297 32546
01040105 Монтаж бандажного кольца с грузовым блоком 10 м кольца 4533 9637 13027 18744
01040106 Установка и снятие самоподъемной люльки с креплением блоков па бандажном кольце или консолях люлька 9596 21112 27768 36997
439
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
01040107 Устройство и разборка телефонной связи труба 11802
01040108 Устройство и разборка защитного перекрытия в трубе Юм2 7678
01040109 Монтаж и демонтаж лесов по кронштейнам 100 м2 вертикальной проекции 22868
01040110 Изготовление конструкций опорной рамы для лесов из элементов четырехстоечного шахтного подъемника т 6125
01040111 Изготовление конструкций верхней рамы из элементов четырехстоечного шахтного подъемника и профильного проката т 1940
01040112 Монтаж и демонтаж опорной рамы для лесов из элементов четырехстоечного шахтного подъемника и профильного проката т 7023
01040113 Монтаж и демонтаж верхней рамы и грузовой балки с ограждением на лесах из элементов четырехстоечного шахтного подъемника и профильного проката т 15191
01040114 Монтаж и демонтаж лесов из элементов четырехстоечных шахтиых подъемников и профильного проката 1 м высоты лесов 4737
01040115 Монтаж и демонтаж комплекта четырехстоечных шахтных подъемников с установкой (снятием) двух лебедок для подъема материалов 1 м высоты конструкции 6574
01040116 Монтаж и демонтаж 16-стоечного шахтного подъемника, подъемной головки ПГС-30 и рабочей площадки для труб высотой 120 м комплект 1586928
01040117 Устройство и разборка рабочего настила по элементам шахтного подъемника с подъемом исходных материалов м2 настила 609
01040118 Вертикальное перемещение подвесной площадки с разборкой (сборкой) периферийной части площадки и радиальных балок 1 пог. м высоты 2818
01040119 Установка и снятие обводного троса на трубе 10 пог. м 1899
01040120 Установка и снятие канатной системы на металлических трубах труба 14007
01040121 Устройство настилов по кронштейнам для ремонта кирпичных труб с последующей разборкой м2 настила 93
01040122 Перестановка настилов по кронштейнам для ремонта кирпичных труб м2 настила 62
0105 Изготовление, монтаж и демонтаж оснастки и лесов, применяемых
при ремонте сооружений
____________ 010501 Рабочие площадки и опорные рамы
№ позиции Содержание работ Применяемые средства механизации Базовая цена в руб. за тонну метало- конструкций 01
01050101 Изготовление, монтаж и демонтаж рабочей площадки башенный кран 12863
01050102 То же тросовая дорожка 20499
01050103 Изготовление, монтаж и демонтаж опорной рамы башенный кран 7146
01050104 То же тросовая дорожка 10536
440
010502 Металлические леса
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
01050201 Установка и разборка металлических лесов из элементов шахтного подъемника 10 м2 вертикальной проекции 2123
01050202 Установка и разборка металлических (инвентарных) лесов для ремонтных работ внутри газоходов 10 м2 горизонтальной проекции 6330
Примечания.
1. При демонтаже и монтаже тросовой дорожки (двух спаренных электроле-
бедок) разными организациями к базовым ценам позиций 0103010201 и
0103010202 применяются следующие коэффициенты: при демонтаже —
К = 0,3; при монтаже — К = 0,7.
2. При выполнении сборки и установки, разборки и снятии подвесной пло-
щадки внутри трубы с демонтажем и монтажом такелажной оснастки разны-
ми организациями к базовым ценам позиций 0104010101-0104010104 приме-
няются следующие коэффициенты: при разборке и снятии—К= 0,4; при сборке
и установке — К = 0,6.
3. При устройстве и разборке защитного перекрытия в трубе разными орга-
низациями к базовой цене позиции 0104010801 применяются следующие ко-
эффициенты: при устройстве — К = 0,7; при разборке — К = 0,3.
4. При демонтаже и монтаже лесов разными организациями к базовым це-
нам позиций 0104010901, 0104011401 применяются следующие коэффициен-
ты: при демонтаже — К = 0,3; при монтаже — К = 0,7.
5. При демонтаже и монтаже опорной рамы для лесов, верхней рамы и гру-
зовой балки с ограждением на лесах разными организациями к базовым це-
нам позиций 0104011201, 0104011301 применяются следующие коэффициен-
ты: при демонтаже — К = 0,35; при монтаже — К = 0,65.
6. При демонтаже и монтаже комплекта четырехстоечных шахтных подъем-
ников с установкой (снятием) двух лебедок и 16-стоечного шахтного подъем-
ника, подъемной головки и рабочей площадки для труб разными организаци-
ями к базовым ценам позиций 0104011501, 0104011601 применяются следую-
щие коэффициенты: при демонтаже — К = 0,4; при монтаже — К = 0,6.
7. При изготовлении, монтаже и демонтаже рабочей площадки и опорной
рамы разными организациями к базовым ценам позиций 0105010101
0105010401 применяются следующие коэффициенты: при демонтаже — К =
0,2; при изготовлении с монтажом — К = 0,8.
8. Базовые цены данного раздела применяются в качестве доплат к базовым
ценам разделов 02-03 настоящей части.
441
9. Базовая цена позиции 0105020201 может применяться в качестве доплаты
к базовым ценам раздела 04 настоящей части.
10. В базовых ценах позиций 0104010101-0104010104 не учтены затраты на
контрольную сборку. При выполнении работ по контрольной сборке применя-
ется доплата в размере 20 %.
11. При вертикальном перемещении оснастки для осмотра (обследования)
дымовых труб к базовой цене позиции 0104011801 применяется коэффициент
#=0,15.
02 РЕМОНТ ДЫМОВЫХ ТРУБ
0201 Ремонт стволов железобетонных и кирпичных труб
020101 Ремонт оголовка дымовой трубы с разборкой и кладкой кирпича
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 м3 кладки при верхнем внутреннем диаметре трубы, м
ДО 1,5 свыше 1,5 до 2 свыше 2 доЗ свыше 3
01 02 03 04
02010101 Ремонт оголовка дымовой трубы с разборкой и кладкой кирпича на выведенной в ремонт трубе (с установкой подмостей) 5941 5344 4883 4557
02010102 Ремонт оголовка дымовой трубы с разборкой и кладкой кирпича на действующей трубе (с установкой подмостей) 9267 8109 7060 6537
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за Юм2 поверхности
01
02010103 Очистка наружной поверхности ствола дымовой трубы от копоти и старой краски вручную скребками и шпателем (с применением альпинистского снаряжения) 873
020102 Заделка трещин
№ позиции Содержание работ Условия производства работ Базовая цена в руб. за 1 пог. м трещин при высоте трубы, м
до 60 свыше 60
01 02
02010201 Заделка трещин на стволе кирпичных труб цементным раствором С люльки 81 98
02010202 Заделка трещин на стволе кирпичных труб цементным раствором С ранее установленных настилов по кронштейнам 57 65
№ позиции Содержание работ - с 3 Базовая цена в руб. за м кладки 01
02010203 Заделка трещин на стволе трубы кладкой кирпича (с люльки) 4296
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 пог. м трещин 01
02010204 Заделка трещин и разрушившихся швов на наружной поверхности железобетонной трубы (с люльки) 135
442
020103 Восстановление защитного слоя бетонной поверхности
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 м2 поверхности
01
02010301 Восстановление отдельных мест защитного слоя бетонной поверхности труб (с люльки) 301
020104 Усиление ствола трубы
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 бетона при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02010401 Устройство железобетонной обоймы трубы методом безопалубочного бетонирования (с люльки) 20786 25604 26462 27973
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 м2 площади отлива при высоте трубы, м
до 60 выше 60
01 02
02010402 Устройство цементного отлива на оголовке дымовой трубы 417 437
020105 Разборка и восстановление монтажных проемов
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 mj бетона при высоте трубы, и
до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03
02010501 Разборка и восстановление монтажных проемов железобетонной трубы (со светофорной площадки) 4737 5309 5921
020106 Разборка ствола
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 и5 при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02010601 Разборка монолитных железобетонных труб (с шахтного подъемника) ручным механизированным инструментом 1715 2369 2573 2818
№ позиции Содержание работ Способ производства работ Условия производства работ Базовая цена в руб. за 1 м3 кладки при высоте трубы, м
до 60 свыше 60
01 02
02010602 Разборка ствола кирпичной дымовой трубы Вручную С шахтного подъемника 1429 1613
02010603 То же Механизировано То же 1042 1184
02010604 То же Вручную С подвесной площадки 1144 1307
02010605 То же Механизировано То же 784 878
443
Примечания.
1. В базовой цене на восстановление отдельных мест защитного слоя бетон-
ной поверхности труб позиции 0201030101 учтены затраты на приготовление
раствора.
2. При устройстве цементного отлива на оголовке дымовой трубы толщиной
свыше 20 мм к базовым ценам позиций 0201040201, 0201040202 применяется
доплата 15% за каждые дополнительные 10 мм слоя.
3. При оштукатуривании монтажных проемов после их восстановления к
базовым ценам позиций 0201050101-0201050103 применяется коэффициент
К = 1,35.
4. В базовых ценах позиций 0201010101-0201010204 таблиц 020102, 020104
и 020105 учтены затраты на производство работ с использованием готового
цементного раствора (бетонной смеси).
5. В базовых ценах таблицы 020101, позиций 0201020301, 0201020401,
0201030101 учтены затраты на производство работ на трубах высотой до 60 м.
При большей высоте труб к базовым ценам указанных позиций применяются
следующие коэффициенты: при высоте свыше 60 м до 150 м — К= 1,2; свыше
150 м до 200 м — К = 1,25; свыше 200 м — К = 1,3.
0202 Ремонт и замена наружных конструкций железобетонных и кир-
пичных труб
020201 Ремонт и замена металлоконструкций ствола кирпичной трубы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
02020101 Ремонт замка стяжного кольца с заменой болтов (с ранее установленных настилов по кронштейнам) 10 болтов 271
02020102 Перетяжка стального кольца (с ранее установленных настилов по кронштейнам) 10 пог. м 172
02020103 Замена чугунного колпака (с установкой лесов) т 9416
02020104 Замена стяжного кольца (с ранее установленных настилов по кронштейнам) 10 пог. м 1177
020202 Ремонт и замена лестниц и площадок
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
02020201 Восстановление узла крепления ходовой лестницы к стволу железобетонной трубы узел 566
02020202 Восстановление крепления ограждения ходовой лестницы 10 точек 187
02020203 Восстановление узла крепления кронштейна светофорной площадки узел 65
444
№ позиции Содержание работ Условия производства работ Высота трубы, м Базовая цена в руб. за тонну
01
02020204 Замена светофорной площадки или ходовой лестницы с изготовлением элементов С люльки До 60 28504
02020205 То же С люльки Свыше 60 32137
№ позиции Содержание работ Условия производства работ Высота трубы, и Базовая цена вруб, за тонну 01
02020206 Замена светофорной площадки или ходовой лестницы с изготовлением элементов С ранее установленных настилов До 60 26707
02020207 То же С ранее установленных настилов Свыше 60 30096
№ позиции Содержание работ Высота трубы, м Базовая цена в руб. за 10 скоб 01
02020208 Замена ходовых скоб на стволе кирпичной трубы До 60 1736
02020209 Замена ходовых скоб на стволе кирпичной трубы Свыше 60 2082
020203 Замена устройств грозозащиты
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 пог. м
01
02020301 Замена токоотвода трубы (с подвесных лесов) 153
№ позиции Содержание работ Высота трубы, м Базовая цена в руб. за штуку 01
02020302 Замена молниеотводного наконечника До 60 1000
02020303 То же Свыше 60 до 150 1164
02020304 То же Свыше 150 до 200 1246
02020305 То же Свыше 200 1408
Примечание.
1. В базовых ценах таблиц 020201, позиций 0202020101, 0202020201,
0202020301, 0202030101 учтены затраты на производство работ на трубах вы-
сотой до 60 м. При большей высоте труб к базовым ценам указанных таблиц
применяются следующие коэффициенты: при высоте свыше 60 м до 150 м
К = 1,2; свыше 150 м до 200 м — К= 1,25; свыше 200 м — К= 1,3.
2. При замене чугунного колпака (с установкой лесов) на железобетонных
дымовых трубах применяется базовая цена позиции 0202010301.
445
0203 Ремонт внутренней поверхности железобетонных и кирпичных труб
020301 Ремонт и замена рассекателя
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за м кладки 01
02030101 Восстановление дефектных участков кирпичной кладки рассекателя 2899
02030102 Замена рассекателя с разборкой кирпичной кладки отбойным молотком 2614
02030103 Замена рассекателя с разборкой кирпичной кладки вручную 3063
020302 Ремонт и замена футеровки
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02030201 Ремонт футеровки заменой дефектного керамического кирпича участками до 0,5 м3 (с подвесной площадки) м3 7065 8576 9188 9924
02030202 Ремонт футеровки заделкой трещин жароупорным бетоном (с шахтного подъемника) 10 пог. м 310 396 424 445
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за м3 при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02030203 Замена футеровки из керамического кирпича 2899 3635 4247 4656
02030204 Замена футеровки из диатомового кирпича 2001 2205 2410 2491
02030205 Замена футеровки из кислотоупорного кирпича на силикатной замазке 4819 5840 6574 7227
02030206 Замена футеровки из кислотоупорного кирпича на портландцементном растворе 3756 4573 5145 5636
020303 Устройство газоплотного покрытия футеровки
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за м2 при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02030301 Торкретирование поверхности футеровки слоем 25 мм 2695 3022 3348 3552
02030302 Нанесение силикатной замазки слоем 20 мм 2287 2614 2736 2940
020304 Разборка и устройство тепловой изоляции стволов железобетонных труб
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за mj при высоте трубы, м
до 60 свыше 60 до 150 свыше 150 до 200 свыше 200
01 02 03 04
02030401 Разборка минераловатных плит (при разобранной футеровке) 176 213 232 245
02030402 Устройство тепловой изоляции ствола минераловатными плитами 1021 1184 1246 1327
02030403 Устройство тепловой изоляции ствола диатомовым кирпичом 405 576 641 723
446
020305 Устройство вентилируемого зазора между футеровкой и стволом
№ ПОЗИЦИИ Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 пог. м трубы 01
02030501 Устройство вентилируемого зазора между футеровкой из керамического кирпича и стволом 52474
02030502 Устройство вентилируемого зазора между футеровкой из кислотоупорного кирпича и стволом 60846
020306 Замена и очистка внутреннего перекрытия трубы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения
01
02030601 Замена сборных железобетонных плит перекрытия м3 3226
02030602 Очистка пандусов перекрытия трубы от золы и шлака м3 отложений 857
Примечания.
1. В базовых ценах таблиц 020301, 020302, 020303 и 020305 учтены затраты
на приготовление растворов (замазок).
2. В базовых ценах позиций 0203020301-0203020604, 0203030101 —
0203030204,0203040301-0203040304 учтены затраты на производство работ с
подвесной площадки. При производстве работ с шахтного подъемника приме-
няется коэффициент К = 1,35.
3. При торкретировании поверхности футеровки слоем свыше 25 мм к базо-
вым ценам позиций 0203030101-0203030104 применяется доплата в размере
20 % за каждые 10 мм увеличения слоя торкрета.
4. При выполнении работ по замене футеровки разными организациями или
замене одного вида футеровки другим к базовой цене позиции 0203020301-
0203020604 применяются следующие коэффициенты: на разборку—К= 0,25;
на устройство — К = 0,75.
0204 Ремонт металлических дымовых труб
020401 Ремонт ствола трубы
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за тонну 01
02040101 Замена царг ствола трубы 2583
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 1 заплату при размере заплат, м"
ДО 0,25 свыше 0,25 до 0,5 свыше 0,5
01 02 03
02040102 Установка заплат на ствол трубы 182 251 322
447
020402 Замена внешних металлоконструкций
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за комплект 01
02040201 Замена ходовых скоб 517
02040202 Замена комплекта металлических расчалок из 3-х ветвей 3567
020403 Ремонт внутренней поверхности
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2 поверхности 01
02040301 Очистка вручную от нагара внутренней поверхности трубы (с люльки) 1587
02040302 Замена слоя торкрета на внутренней поверхности трубы толщиной до 25 мм 5089
Примечания.
1. При выполнении демонтажа и монтажа царг разными организациями к
базовой цене позиции 0204010101 на их замену применяются следующие ко-
эффициенты: при демонтаже — К = 0,2; при монтаже — К = 0,8.
2. При замене слоя торкрета толщиной свыше 25 мм к базовой цене позиции
0204030201 применяется доплата в размере 10% за каждые дополнительные
10 мм слоя.
3. В базовых ценах таблиц 020401 и 020402 учтены затраты на производство
работ с использованием четырехстоечного шахтного подъемника. При произ-
водстве работ по замене царг ствола с использованием монтажного крана к
позиции 0204010101 применяется коэффициент К = 1,3, а при установке зап-
лат на ствол трубы с использованием люльки к позициям 0204010201—
0204010203 применяется коэффициент К = 1,25.
4. В базовых ценах таблиц 020401, 020402, 020403 учтены затраты на произ-
водство работ на стволах металлических труб высотой до 30 м. При высоте
стволов труб свыше 30 м к базовым ценам указанных позиций применяются
следующие коэффициенты: при высоте свыше 30 м до 60 м — К= 1,2; свыше
60 м до 150 м — К= 1,3.
448
03 РЕМОНТ ГРАДИРЕН
0301 Ремонт башен каркасно-обшивных градирен
030101 Восстановление и замена обшивы
№ позиции Содержание работ Площадь участка обшивы, м2 Базовая цена в руб. за 10 м2 обшивы при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03010101 Замена дефектных участков обшивы башни градирни установкой алюминиевых гофрированных или плоских листов До Ю 3103 3186
03010102 То же Свыше 10 до 25 2574 2654
03010103 То же Свыше 25 до 50 2205 2246
03010104 То же Свыше 50 до 200 1838 1919
03010105 То же Свыше 200 1593 1633
03010106 Замена обшивы башни градирни из алюминиевых гофрированных листов и экрана тепловлагозащиты из алюминиевых плоских листов — 3839 4165
03010107 Замена обшивы башни градирни из волнистых асбестоцементных листов усиленного профиля размером 2800x994x8 мм и плоских облицовочных плит размером 1600x1200x10 мм До 10 3879 4207
03010108 Замена обшивы башни градирни из волнистых асбестоцементных листов усиленного профиля размером 2800x994x8 мм и плоских облицовочных плит размером 1600x1200x10 мм Свыше 10 до 25 3186 3430
03010109 То же Свыше 25 до 50 2654 2859
03010110 То же Свыше 50 до 200 2205 2369
03010111 Замена обшивы башни градирни из волнистых асбестоцементных листов усиленного профиля размером 2800x994x8 мм и плоских облицовочных плит размером 1600x1200x10 мм Свыше 200 1838 2001
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03010112 Замена деревянных щитов обшивы башни градирни Юм2 обшивы 1061 1408
03010113 Замена отдельных досок деревянной обшивы градирни 10 пог. м 613 641
449
030102 Ремонт н усиление крепежа обшивы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03010201 Крепление алюминиевых листов между собой комбинированными заклепками 10 заклепок 278 315
03010202 Дополнительное крепление алюминиевых листов обшивы самонарезающими болтами 10 болтов 253 294
03010203 Крепление плоских алюминиевых листов обшивы в угловых соединениях болтами 10 болтов 371 424
03010204 Замена дефектных болтов крепления алюминиевых листов обшивы к металлоконструкциям градирни 10 болтов 526 592
03010205 Замена дефектных болтов крепления деревянных щитов обшивы к металлоконструкциям градирни 10 болтов 322 371
030103 Ремонт отдельных узлов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03010301 Обшивка (уплотнение) угловых зазоров на каркасе обшивы градирни тонколистовой оцинкованной сталью толщиной 2 мм Юм2 листа 4656 4819
03010302 Ремонт каркаса заменой отдельных элементов металлических конструкций градирни т 12904 13027
030104 Изготовление деревянных щитов обшивы
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2 01
03010401 Изготовление деревянных щитов обшивы градирни 1572
Примечания.
1. При выполнении работ по снятию и установке обшивы разными органи-
зациями, а также при замене одного вида обшивы другим, применяются сле-
дующие коэффициенты:
к базовым ценам позиций 0301010101-0301010602 — при снятии — К= 0,4;
при установке — К = 0,6;
к базовым ценам позиций 0301010701-0301011102 — при снятии —К= 0,4;
при установке — К = 0,6;
к базовым ценам позиций 0301011201-0301011202 — при снятии —К= 0,3;
при установке — К = 0,7.
2. В базовых ценах таблиц ОЗО1О1-ОЗО1ОЗ учтены затраты на производство
работ с самоподъемных люлек.
3. Базовые цены позиций 0301020101-0301020302 не могут применяться в
качестве доплат к базовым ценам позиций 0301010101-0301010602.
4S0
4. Базовые цены позиций 0301011301-0301011302 не могут применяться в
качестве доплат к базовым ценам позиций 0301011201-0301011202.
5. В базовых ценах позиций 0301030201, 0301030202 не учтены затраты на
изготовление отдельных элементов металлических конструкций градирни.
Стоимость изготовления отдельных элементов металлических конструкций
градирни определяется по базовым ценам таблицы 080302 Части 1.
0302 Ремонт башен гиперболических железобетонных градирен
030201 Восстановление железобетонной оболочки н швов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03020101 Восстановление бетона железобетонной оболочки градирни с помощью ручного бетономета м3 бетона 7432 8412
03020102 Восстановление бетона в пришовных зонах железобетонной оболочки градирни (вручную) м3 бетона 10045 11515
03020103 Заделка швов железобетонной оболочки с внутренней стороны градирни полимерраствором 10 пог. м шва 857 940
030202 Восстановление защитного слоя железобетонной оболочки
№ позиции Содержание работ Восстановление площади, м Базовая цена в руб. за 10 м2 поверхности при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03020201 Восстановление отдельных мест защитного слоя поверхности железобетонной оболочки вручную До1 3471 4002
03020202 То же Свыше 1 до 5 2859 3307
03020203 Восстановление защитного слоя поверхности железобетонной оболочки механизированно Независимо от площади 1797 1878
030203 Торкретирование поверхности железобетонной оболочки
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м‘ поверхности при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03020301 Торкретирование поверхности железобетонной оболочки градирни слоем до 30 мм с подготовкой поверхности 3022 3307
451
030204 Устройство защитного покрытия железобетонных колонн
опорного кольца башни
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м поверхности при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03020401 Устройство защитного покрытия железобетонных колонн опорного кольца башни градирни тканью «хлорин» на лаке ХВ с добавлением графитового порошка 1184 1287
Примечания.
1. При торкретировании железобетонной поверхности слоем свыше 30 мм к
базовым ценам позиций 0302030101-0302030102 применяется доплата в раз-
мере 16 % за каждые 10 мм слоя торкрета.
2. В базовых ценах позиций 0302030101-0302030102 учтены затраты на на-
сечку бетонной поверхности. При торкретировании поверхности железобе-
тонной оболочки градирни без предварительной насечки к базовым ценам
позиций 0302030101-0302030102 применяется коэффициент К = 0,8.
3. В базовых ценах позиций 0302010101-0302020202, 0302030101—
0302030102 учтены затраты на производство работ с самоподъемных люлек.
4. В базовых ценах позиций 0302010101-0302010202, 0302020101-
0302020302 не учтены затраты на приготовление раствора (бетона). При при-
готовлении раствора (бетона) в построечных условиях к базовым ценам при-
меняется коэффициент К = 1,25.
0303 Ремонт системы водораспределения и орошения
030301 Замена блоков (щитов) оросителей
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030101 Замена нижних асбестоцементных блоков оросителя при помощи автомобильного крана’ блок 204 225
03030102 Замена верхних асбестоцементных блоков оросителя при помощи автомобильного крана блок 173 189
03030103 Замена нижних асбестоцементных блоков оросителя при помощи электролебедки блок 347 380
03030104 Замена верхних асбестоцементных блоков оросителя при помощи электролебедки блок 282 310
03030105 Замена деревянных блоков оросителя при помощи автомобильного крана MJ древесины 2021 2205
03030106 Замена деревянных блоков оросителя при помощи электролебедки MJ древесины 2042 2287
03030107 Замена деревянных щитов оросителя при помощи автомобильного крана 10 м3 щитов 31525 3471 1
03030108 Замена деревянных щитов оросителя при помощи электролебедки 10 mj щитов 36344 39938
03030109 Замена деревянных блоков оросителя вручную с подвозкой на тележках 10 блоков 5594 6166
03030110 Замена асбестоцементных листов в периферийной части оросителя с их изготовлением в построечных условиях 10 м2 листа 597 1658
452
030302 Изготовление блоков оросителя
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2 асбестоцементного листа
01
03030201 Сборка блоков оросителя из асбестоцементных листов с предварительной их обработкой на станке 269
030303 Замена деревянных блоков водоуловителя
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за м3 древесины при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030301 Замена вручную вертикальных блоков водоуловителя при кольцевом оросителе (в подшатерной части) 1470 1613
03030302 Замена горизонтальных блоков водоуловителя с помощью тросовой дорожки 1327 1450
03030303 Замена блоков водоуловителя при помощи автомобильного крана 15926 18172
030304 Устройство деревянного водоотбойного экрана
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2 при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030401 Устройство водоотбойного экрана из досок 588 646
03030402 Устройство водоотбойного экрана из щитов 1102 1225
03030S Очистка и замена сопел
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030501 Очистка сопла от минеральных отложений сопло 127 127
03030502 Замена пластмассовых разбрызгивающих сопел (насадков) шт. 46 52
030306 Ремонт и замена водораспределительной системы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030601 Ремонт железобетонного стояка водораспределителя стояк 36385 40019
03030602 Замена стальных трубопроводов водораспределительной системы при помощи автомобильного крана т 20745 22787
03030603 Замена стальных трубопроводов водораспределительной системы при помощи электролебедки т 13476 14824
03030604 Замена асбестоцементных трубопроводов водораспределительной системы с помощью тросовой дорожки 10 пог. м 1000 1102
03030605 Демонтаж деревянных магистральных лотков при помощи тросовой дорожки м3 древесины 1776 1961
03030606 Демонтаж деревянных рабочих лотков при помощи тросовой дорожки м3 древесины 3267 3594
453
030307 Устройство железобетонного каркаса оросителя
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030701 Устройство монолитной железобетонной опоры под колонны каркаса оросителя м3 бетона 838 838
03030702 Сборка железобетонного каркаса оросителя при помощи автокрана м3 сборного железобетона 699 768
03030703 Сборка железобетонного каркаса оросителя при помощи электролебедки м3 сборного железобетона 817 898
030308 Антисептнрование древесины в построечных условиях
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м? древесины 01
03030801 Антисептирование древесины для оросительных систем (ванным способом) водным антисептиком 8739
03030802 Антисептирование древесины для оросительных систем (ванным способом) масляным антисептиком 7187
030309 Устройство и разборка деревянных мостков и настилов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03030901 Устройство и разборка настила из щитов по рабочим лоткам или блокам оросителя Юм2 настила 282 310
03030902 Установка деревянных мостков с перилами над оросителем м3 древесины 3594 3961
Примечания.
1. При выполнении работ по демонтажу и монтажу системы водораспреде-
ления (орошения) разными организациями, а также при замене устройств из
одних материалов на другие применяются следующие коэффициенты:
к базовым ценам позиций 0303010101-0303010402 - при демонтаже — К =
0,45; при монтаже — К = 0,55;
к базовым ценам позиций 0303010501-0303010902; 0303030101-0303030302;
0303060201-0303060402 при демонтаже — К = 0,4; при монтаже — К = 0,6.
2. К базовым ценам 03030500201-0303050202 применяются следующие ко-
эффициенты: при демонтаже — К = 0,2; при монтаже — К = 0,8.
3. В базовых ценах позиций 0303060101, 0303060102, 0303070101 и
0303070102 учтены затраты на производство работ с использованием готовой
бетонной смеси.
454
0304 Ремонт жалюзийных устройств
030401 Ремонт и замена поворотных щнтов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03040101 Ремонт поворотного щита заменой досок 10 пог. м ДОСОК 315
03040102 Ремонт металлоконструкций поворотного щита т 12578
03040103 Замена поворотного щита с помощью автомобильного крана Юм2 ЩИТОВ 14129
03040104 Замена поворотного щита с помощью электролебедки 10 Mi 16906
030402 Изготовление поворотных щитов
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за Юм2 щитов
01
03040201 Изготовление поворотных щитов 54761
030403 Замена стоек жалюзийного устройства
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 стоек 01
03040301 Замена металлических трубчатых стоек при помощи автомобильного крана 7922
03040302 Замена металлических трубчатых стоек при помощи электролебедки 8820
03040303 Замена деревянных стоек 5105
030404 Ремонт, замена н изготовление ветровых перегородок
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03040401 Ремонт ветровых перегородок с заменой асбестоцементных листов усиленного профиля, при площади заменяемых листов до 10 м2 м2 188
03040402 Ремонт ветровых перегородок с заменой асбестоцементных листов усиленного профиля, при площади заменяемых листов свыше 10 м2 м2 151
03040403 Ремонт ветровых перегородок с заменой досок с предварительным ангисептированием 10 пог. м досок 196
03040404 Замена ветровых перегородок Юм2 429
03040405 Изготовление ветровых перегородок Юм2 556
030405 Ремонт воздухоподводящего козырька противообледенительного тамбура
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03040501 Ремонт воздухоподводящего козырька с заменой дефектных досок 10 пог. м досок 232
03040502 Восстановление обшивы воздухоподводящего козырька 10 м2 477
03040503 Утепление воздухоподводящего козырька сыпучими материалами с прокладкой рубероидом Юм2 1491
455
Примечания.
1. При выполнении работ по демонтажу и монтажу поворотных щитов раз-
ными организациями к базовым ценам позиций 0304010301, 0304010401 при-
меняются следующие коэффициенты: при демонтаже — К = 0,3; при мон-
таже— К= 0,1.
2. В базовых ценах позиций 0304040101-0304040301 и таблицы 030405 уч-
тены затраты на производство работ с использованием приставных лестниц.
0305 Ремонт водосборного бассейна
030501 Восстановление стен и днища водосборного бассейна
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м5 01
03050101 Восстановление железобетонной стены (разделительной стенки) водосборного бассейна с разборкой отбойным молотком 12619
03050102 Восстановление участков (до 5 м2) бетонного днища и стен водосборного бассейна с предварительной обработкой бетонной поверхности вручную 12374
03050103 Восстановление участков (до 5 м2) бетонного днища и стен водосборного бассейна с предварительной обработкой бетонной поверхности отбойным молотком 11515
№ позиции Содержание работ Толщина слоя, мм Базовая цена в руб. за 10 м" 01
03050104 Устройство цементной стяжки по днищу водосборного бассейна 20 213
03050105 Устройство цементной стяжки по днищу водосборного бассейна 50 245
030502 Ремонт асфальтобетонной отмостки
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2
01
03050201 Ремонт асфальтобетонной отмостки градирни с заменой бордюрного камня 817
030503 Прочие работы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03050301 Устройство и разборка деревянного шандора шандор 2410
03050302 Устройство и разборка временной внутренней эстакады Юм2 настила 1899
03050303 Устройство пандуса из шпал по песчано-гравийному основанию с последующей разборкой 1 пог. м пандуса 1246
03050304 Откачка воды из чаши градирни насосом Юм' 7
03050305 Очистка чаши градирни от ила вручную с погрузкой на транспортер Юм3 1491
03050306 Очистка чаши градирни от ила гидромеханизированным способом Юм3 143
456
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03050307 Очистка чаши градирни при помощи бульдозера и экскаватора м3 22
03050308 Очистка чаши градирни при помощи бадьи и двух лебедок Юм3 3594
Примечания.
1. При восстановлении железобетонной стены (разделительной стенки) во-
досборного бассейна и ее разборке отбойным молотком разными организаци-
ями к базовой цене позиции 0305010101 на восстановление с разборкой при-
меняются следующие коэффициенты: при восстановлении — К = 0,8; при
разборке — К = 0,2.
2. В базовых ценах таблицы 030501 учтены затраты на производство работ с
использованием готовой бетонной смеси.
3. К базовым ценам позиции 0305030101 применяются следующие коэффи-
циенты: при демонтаже — К = 0,3; при монтаже — К = 0,7.
4. При устройстве и разборке временной внутренней эстакады разными орга-
низациями к базовой цене позиции 0305030201 применяются следующие ко-
эффициенты: при устройстве — К = 0,7; при разборке — К = 0,3.
0306 Ремонт наружных металлоконструкций
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения при высоте градирни, м
до 60 свыше 60
01 02
03060101 Замена элементов металлических конструкций ходовых лестниц и площадок градирни т 13803 15191
03060102 Замена наконечника молниеотвода наконечник 980 1082
03060103 Замена грозозащиты башенной градирни 1 пог. м каната 143 155
0307 Ремонт вентиляторных градирен
030701 Замена и изготовление узлов оросительной системы
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м3 древесины 01
03070101 Замена водоуловителя оросительного устройства 838
03070102 Изготовление водоуловителя оросительного устройства 8290
03070103 Замена деревянных элементов каркаса оросительной системы 3307
457
030702 Очистка н замена узлов системы водораспределеиия
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03070201 Замена деревянных магистральных лотков м3 древесины 1572
03070202 Замена деревянных рабочих лотков м3 древесины 3103
03070203 Очистка железобетонных рабочих лотков от иловых и минеральных отложений вручную 10 м2 поверхности 368
030703 Замена щитов водоуловителя
№ позиции Базовая цена в руб. за м3 древесины
01
03070301 1694
030704 Ремонт корпуса градирни
№ позиции Содержание работ Базовая цена в руб. за 10 м2 поверхности 01
03070401 Выравнивание наружной поверхности корпуса вручную с передвижением люлек 1429
030705 Ремонт, изготовление, снятие и установка площадок и металлоконструкций
№ ПОЗИЦИИ Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
03070501 Замена отдельных досок смотровой площадки 10 пог. м заменяемых досок 898
03070502 Изготовление и установка монорельса на кольце жесткости железобетонной градирни т 24869
03070503 Устройство и разборка наружной эстакады из металлопроката и элементов шахтного подъемника с изготовлением настила из досок 10 м2 настила 11189
Примечания.
1. При выполнении демонтажа и монтажа водоуловителя оросительного ус-
тройства, деревянных элементов каркаса оросительной системы, деревянных
магистральных и рабочих лотков, щитов водоуловителя разными организаци-
ями к базовым ценам позиций 0307010101, 0307010301, 0307020101,
0307020201, 0307030101 на их замену применяются следующие коэффициен-
ты: при демонтаже — К = 0,4; при монтаже — К = 0,6.
2. При устройстве и разборке наружной эстакады разными организациями к
базовой цене позиции 0307050301 на замену эстакады применяются следую-
щие коэффициенты: при устройстве — К= 0,75; при разборке — К= 0,25.
3. Базовые цены позиций 0307010101, 0307020101, 0307020201, 0307030101
установлены на работы, выполняемые при помощи стационарного электро-
тельфера.
458
04 РЕМОНТ ГАЗОХОДОВ
0401 Ремонт кирпичной стены газохода
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
04010101 Разборка и восстановление кладки стены м5 кладки 4751
04010102 Разборка и восстановление наружного ряда кладки стены (в один кирпич) Юм2 поверхности 7065
04010103 Ремонт стены с заделкой сквозных трещин кирпичом м3 кладки 3756
04010104 Ремонт стены с расчисткой и заполнением раствором швов кладки Юм2 поверхности 838
04010105 Ремонт стены с расчисткой и заделкой раствором трещин 10 пог. м длины 225
0402 Торкретирование поверхности газоходов
040201 Торкретирование внутренней поверхности кирпичного газохода
с установкой сетки на потолке
№ позиции Раствор для торкретирования Толщина слоя, мм Базовая цена в руб. за Юм2 поверхности 01
04020101 Активированный 30 2777
04020102 Расширяющийся 30 2588
04020103 Кислотостойкий 35 2818
040202 Торкретирование наружной поверхности кирпичного газохода
№ позиции Раствор для торкретирования Толщина слоя, мм Базовая цена в руб. за 10 м2 поверхности
01
04020201 Цементным 30 2047
040203 Торкретирование внутренней поверхности металлического газохода
с установкой сетки по всей площади
№ позиции Раствор для торкретирования Толщина слоя, мм Базовая цена в руб. за 10 м2 поверхности 01
04020301 Активированный 30 3348
0403 Ремонт и замена перекрытий и кровли газоходов
040301 Ремонт перекрытий газоходов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
04030101 Восстановление сводов кирпичных боровов м3 кладки 3920
04030102 Заделка стыков между железобетонными плитами перекрытия цементным раствором 10 пог. м шва 208
459
040302 Замена перекрытий газоходов
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
04030201 Замена монолитного железобетонного перекрытия по металлическим балкам м3 бетона 4043
04030202 Замена сборных железобетонных плит перекрытия газоходов Юм2 поверхности 1429
04030203 Замена монолитного железобетонного перекрытия на перекрытие из сборного железобетона м3 сборного железобетона 1674
04030204 Замена участка примыкания монолитного перекрытия к трубам м3 бетона 4451
040303 Ремонт н замена кровли железобетонных н кирпичных газоходов и ее свеса
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
04030301 Ремонт кровли с заменой стального свеса и стальных полос мест примыкания газоходов к трубе 10 пог. м 764
04030302 Замена кровли из трех слоев рубероида с утеплителем из минераловатной плиты Юм2 поверхности 3471
04030303 Замена кровли из трех слоев рубероида с утеплителем из пенобетонной плиты Юм2 поверхности 3144
04030304 Замена кровли из трех слоев рубероида с утеплителем из керамзита Юм2 поверхности 3635
04030305 Замена пароизоляции и утеплителя из шлакобетона кровли железобетонного и кирпичного газохода Юм2 поверхности 5268
0404 Очистка поверхности газохода
Ха позиции Содержание работ Базовая цеиа в руб. за 10 м2 поверхности 01
04040101 Пескоструйная очистка внутренней поверхности кирпичного газохода от отложений 727
04040102 Очистка внутренней поверхности металлического газохода дробью от отложений 857
04040103 Пескоструйная очистка внутренней поверхности металлического газохода от отложений 838
04040104 Отбивка старого слоя торкрета или защитного слоя бетона 878
0405 Прочие работы
№ позиции Содержание работ Единица измерения Базовая цена в руб. за единицу измерения 01
04050101 Устройство и разборка шиберной перегородки из кирпича м3 кладки 1 429
04050102 Замена взрывного клапана (люка) с изготовлением прокладок штука 510
04050103 Восстановление плотности примыкания газохода к трубе асбестовым шнуром с последующим цементированием 10 пог. м 736
04050104 Заделка стыков между панелями силикатполпмербетоном с его приготовлением 10 пог. м 898
460
Примечания.
1. В базовых ценах раздела 04 не учтены затраты на устройство и снятие
лесов.
2. В базовых ценах подраздела 0401 учтены затраты на приготовление ра-
створа.
3. При разборке кирпичной кладки стены газоходов без ее восстановления к
базовой цене позиции 0401010101 применяется коэффициент К = 0,4; а к базо-
вой цене позиции 0401010201 — коэффициент К = 0,35.
4. При восстановлении кладки стены газохода криволинейного очертания к
базовым ценам позиций 0401010101 и 0401010201 применяется коэффициент
К= 1,1.
5. В базовых ценах подраздела 0402 учтены затраты на приготовление ра-
створа с предварительной подготовкой компонентов.
6. Базовые цены на торкретирование поверхности газоходов установлены для
толщины слоя согласно таблицам 040201-040203, при изменении толщины
слоя торкрета к базовым ценам применяются следующие доплаты или скидки
за каждые 10 мм изменения толщины слоя: к таблицам 040201 и 040202 —
16 %, к таблице 040203 — 13 %.
7. В базовых ценах позиций 0403010101-0403020401, 0403030201-
0403030501 учтены затраты на приготовление цементного раствора и бетона
(шлакобетона).
8. Базовая цена позиции 0403010201 не может применяться в качестве доп-
латы к базовым ценам позиций 0403020201 и 0403020301.
9. При выполнении демонтажа и монтажа перекрытия (кровли) разными орга-
низациями, а также при замене перекрытия (кровли) одной конструкции на
другую к базовым ценам таблиц 040302 и 040303 применяются следующие
коэффициенты:
позиций 0403020101, 0403020201, 0403020401 — на демонтаж — К= 0,3; на
монтаж — К = 0,7;
позиции 0403020301 — на демонтаж — К - 0,6; на монтаж — К = 0,4;
позиций 0403030201-0403030401 — на демонтаж — К= 0,4; на монтаж —
/<=0,6.
10. В базовых ценах позиции 0404010101, 0404010301 учтены затраты на
подготовку песка.
11. Базовые цены позиций 0404010101-0404010301 не могут применяться в
качестве доплат к базовым ценам таблиц 040201 и 040203.
12. При замене слоя торкрета базовая цена позиции 0404010401 применяет-
ся в качестве доплаты к базовым ценам подраздела 0402.
13. В базовых ценах позиций 0405010101 и 0405010301 учтены затраты на
приготовление раствора.
461
Справочное издание
Щелоков Яков Митрофанович
Дужих Федор Петрович
Осоловский Виктор Павлович
Ладыгичев Михаил Григорьевич
СООРУЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ДЫМОВЫХ ТРУБ
Книга 3.
Эксплуатация и ремонт
Компыотеная верстка А. Г. Борисова
Корректор Л. Г. Смирнова
Сдано в набор 05.07.07. Подписано к печати 15.10.07.
Формат 70x100 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная.
Усл. печ. л. 37,7. Усл. кр-отт. 37,7. Уч.-изд. л. 36,19.
Тираж 1000 экз. (1-й з-д 200 экз.). Заказ № 1888.
Издательство “Теплотехник”
103064 Москва, ул. Земляной Вал, 27, стр. 3
Отпечатано с оригинал-макета в ППП “Типография “Наука
121099 Москва, Шубинский пер., 6
Для заметок