вестовая труба что это
О безопасной эксплуатации стальных баков – аккумуляторов горячей воды
Для того, чтобы предотвратить аварии с металлическими баками-аккумуляторами горячей воды необходимо иметь четкое представление о потенциальной их опасности и знать причины аварий, происходивших ранее с этим оборудованием. За последние годы значительно изменился состав специалистов органов государственного надзора, инженерно-технических работников и руководителей предприятий. На смену старым кадрам пришли молодые, которые не всегда знакомы с причинами аварий, ранее происходивших с указанным оборудованием.
Среди работников, к сожалению, встречаются и такие, которые не хотят учиться на ошибках других, наивно полагая, что аналогичные аварии не повторятся. Подобное мнение ошибочно, меры по предотвращению аварий необходимо предпринимать заранее, используя предыдущий опыт, а не ждать новых аварий, после чего начинать профилактическую работу с чистого листа.
БАГВ состоят из днища, стенки и кровли (рис. 1). Форма кровли баков вместимостью до 3000 м 3 включительно – коническая, вместимостью более 3000 м 3 – куполообразная.
Баки-аккумуляторы горячей воды у потребителей предусматриваются в системах горячего водоснабжения промышленных предприятий для выравнивания сменного графика потребления воды объемами, имеющими сосредоточенные кратковременные расходы воды на горячее водоснабжение.
Все, как находящиеся в эксплуатации, так и вновь вводимые БАГВ должны быть оборудованы наружными усиливающими конструкциями для предотвращения их внезапного лавинообразного разрушения. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них от аэрации. С наружной стороны баки должны иметь тепловую изоляцию [2]. Наружные усиливающие каркасы должны выполняться в соответствии с утвержденной технической документацией генерального проектировщика энергообъекта. Проекты наружных усиливающих каркасов БАГВ должны выполняться организациями, одним из основных видов деятельности которых является проектирование БАГВ и наружных усиливающих каркасов этих баков.
Размещение на территории энергообъектов (тепловых электростанций, котельных и тепловых сетей) вновь устанавливаемых баков должно обеспечивать удобство выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.
При этом должны быть выполнены нормативные требования, предъявляемые к зданиям, сооружениям и дорогам, размещаемым на прилегающей к баку территории (освещенность, пожарная безопасность, монтажные и эксплуатационные условия и т.д.).
Для предотвращения растекания воды по территории энергоисточника в местах сооружения БАГВ, при протечках, вся группа баков (как вновь вводимых, так и находящихся в эксплуатации) должна быть ограждена по всему периметру бакового хозяйства. При этом вокруг каждого бака должна быть выполнена отмостка, а огражденная территория иметь организованный отвод в систему канализации горячей воды, которая может вытекать из поврежденного БАГВ. Во избежание неравномерности осадки основания баков должны быть предусмотрены устройства для удаления поверхностных и грунтовых вод.
При размещении баков вне территории источников тепла помимо выполнения вышеизложенных требований следует предусматривать ограждение сплошным железобетонным или другим равным по прочности плотным забором высотой не ниже 2,5 м. Расстояние от забора до баков в свету должно составлять не менее 10 м. Кроме того необходимо установить соответствующие запрещающие знаки и предусмотреть другие меры, исключающие доступ в опасную зону посторонних лиц.
Расстояние от баков, строящихся по утвержденным Минстроем РФ типовым проектам, в которых предусмотрены мероприятия против внезапного лавинообразного разрушения БАГВ, до границ жилых кварталов (микрорайонов) должно быть не менее 30 м. Устанавливать баки-аккумуляторы горячей воды в жилых кварталах не допускается. Баки должны заполняться только химически очищенной деаэрированной водой температурой не выше 95 ∞С. По мере наполнения баков водой необходимо наблюдать за состоянием его конструкций и сварных соединений. При обнаружении течей или мокрых пятен заполнение необходимо прекратить, слить воду, выявить и устранить причину протечек. Заполнение баков водой должно производиться только до верхнего предельного уровня [5]. На дистанционном уровнемере баков должна быть нанесена красная черта, соответствующая установленному верхнему предельному уровню.
На каждом баке должны устанавливаться переливная и вестовая трубы. Пропускная способность переливной трубы должна быть не менее пропускной способности всех труб, подводящих воду к баку. Сечение вестовой трубы должно соответствовать максимальной скорости заполнения бака водой, а также свободное поступление в бак и свободный выпуск из него воздуха и (или) пара, исключающие образование вакуума при откачке воды и повышение давления сверх атмосферного при наполнении БАГВ. При этом должна быть исключена или учтена возможность обледенения вестовых и переливных труб со снижением их пропускной способности.
Все трубопроводы, кроме дренажного, должны присоединяться к вертикальным стенкам баков с установкой компенсирующих устройств на расчетную осадку бака.
Конструктивные решения по подключению трубопроводов к баку должны исключать возможность передачи усилий от этих трубопроводов на его стенки и днище. Задвижки на трубопроводе подвода воды к каждому баку и разделительные задвижки между баками должны иметь электропривод. Электроприводы задвижек должны быть размещены вне зоны возможного затопления таким образом, чтобы в случае аварии на одном из баков было обеспечено оперативное отключение от него других параллельно работающих баков. Все эксплуатируемые баки должны быть оборудованы устройствами для контроля за уровнем воды (регистрирующие приборы) и сигнализацией предельных уровней с выводом сигнала в помещение с постоянным дежурством оперативного персонала, а также автоматическими устройствами, которые должны обеспечивать: измерения температуры воды в баках и давления в подводящих и отводящих трубопроводах; полное прекращение подачи воды в бак при достижении верхнего предельного уровня воды с подачей сигнала о начале перелива воды через переливную трубу; автоматическое включение резервных откачивающих насосов при отключении рабочих; автоматическое переключение системы электроснабжения бакового хозяйства с основного источника электропитания на резервный при исчезновении напряжения в основном источнике.
Опыт эксплуатации металлических баков горячей воды выявил, что преждевременный их выход из строя, как правило, происходит из-за неудовлетворительного качества строительно-монтажных работ, в том числе дефектов сварных швов, отсутствия наружных усиливающих конструкций, коррозионного износа стенок, кровли и днища вследствие некачественной антикоррозийной защиты и несвоевременного ее использования, а также из-за отсутствия либо недостаточности средств измерения, сигнализации и блокировочных устройств и нарушений правил эксплуатации.
В целях повышения надежности эксплуатации БАГВ и предотвращения их разрушения необходимо [3]организовать постоянный технический надзор при сооружении, эксплуатации и ремонте баков в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды. (РД 34.21.526-95).
При частичном обследовании производится: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр баков; измерение толщины поясов и стенки; измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища; проверка состояния основания и отмостки; составление технического заключения по результатам обследования.
При выявлении коррозионного износа стен и днища бака на 20 % и более их проектной толщины дальнейшая эксплуатация бака независимо от характера износа и размера площади, подверженной коррозии, не должна допускаться.
Результаты осмотров и периодической диагностики БАГВ должны оформляться актами, в которых отражаются выявленные дефекты и назначаются методы и сроки их ликвидации. Акты утверждаются техническим руководителем организации, эксплуатирующей баки.
Работы по обследованию должны выполняться специализированными организациями, располагающими необходимыми техническими средствами, нормативно-технической документацией для контроля и оценки конструкций, а также имеющими обученных и аттестованных в установленном порядке работников.
Полное обследование БАГВ предусматривает выполнение объема работ по частичному обследованию, а также: измерение толщины кровли и днища; контроль монтажных сварных соединений неразрушающими методами; механические испытания и металлографические исследования металла и сварных швов; химический анализ металла при необходимости.
На каждый находящийся в эксплуатации бак должны быть составлены паспорта, установленной формы [7].
Электрическая схема сигнализации должна опробоваться не реже одного раза в смену с записью результатов в оперативном журнале.
Проверка сигнализации, электроприводов и схем питания насосных агрегатов, запорной электрифицированной арматуры и другого оборудования баков должна проводиться по графику, утвержденному главным инженером эксплуатирующей организации, но не реже одного раза в квартал. Все обнаруженные при проверке дефекты должны быть немедленно устранены.
Ежедневно при приемке и сдаче смены, баки подлежат наружному осмотру, при котором должно быть проверено: отсутствие явных течей, подтеков и мокрых пятен на наружной поверхности тепловой изоляции; исправность указателя уровня и регулятора уровня; отсутствие протечек через сальники запорной и регулирующей арматуры; отсутствие засора или замерзания переливной и вестовой труб; исправность работы сигнализации достижения предельного уровня и отключения насосов разрядки при достижении нижнего уровня.
На действующих баках не допускается производство работ, связанных с ударными воздействиями на их конструкции.
Фото № 1. Внезапное лавинообразное разрушение бака – аккумулятора горячей воды.
Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов рд 153-34. 0-45. 512-97
После ФМ масло подается на вход регулятора перепада давлений масло-водород (РПД), который обеспечивает автоматическое поддержание постоянства перепада (0,04-0,09 МПа) во всех режимах работы. Применяемые в данной и других схемах РПД являются дифференциальными регуляторами прямого действия грузового типа с проточными (РПД-14, ДРДМ-5 и др.) или вращающимися (ДРДМ-12, ДРДМ-30, 2ДРД-10 и др.) золотниками.
В случае изменения давления масла до регулятора, что наблюдается при изменении частоты вращения ротора, импульс измененного давления проходит через регулятор и по трубопроводу обратной связи подается под золотник. Последний перемещается так, чтобы восстановить равновесие действующих на него сил и заданный перепад давлений. Для предупреждения возможных автоколебаний регулятора из-за высоких скоростей перемещения золотника при резких колебаниях давления масла до регулятора в линии обратной связи по маслу устанавливается приставка с дроссельной шайбой. Для исключения полного перекрытия регулирующих окон буксы при резком увеличении давления масла перед регулятором в верхней части корпуса регулятора устанавливается ограничительный болт.
Масло, прошедшее на сторону водорода, по трубопроводам с уклоном свободно стекает в ЗГ. Для наблюдения за сливом масла на водородную сторону уплотнений предусмотрены смотровые или маслоконтрольные патрубки, встроенные в сливной трубопровод на уровне площадки обслуживания генератора. На сливном маслопроводе уплотнений со стороны выводов перед входом имеется U-образная петля высотой 500 мм, которая предотвращает циркуляцию газа через ЗГ, вызываемую разной степенью разрежения вентиляторов на обеих сторонах ротора. В более ранних схемах маслоснабжения роль U-образной гидропетли выполнял бачок продувки. Гидрозатвор выполнен в виде бака, в который встроен поплавковый регулятор, обеспечивающий поддержание заданного уровня масла, препятствуя тем самым выходу водорода из корпуса генератора через сливные маслопроводы. В крышку ЗГ встроен патрубок с вентилем для отбора проб газа и продувки газового объема бака ЗГ. Визуальный контроль за уровнем масла осуществляется по масломерному стеклу. Сигнализация о предельных уровнях масла в ЗГ осуществляется посредством указателей (реле) уровня. Предусмотрены вентили слива масла из ЗГ помимо поплавкового регулятора и дренажный.
Рис. 4. Регулятор перепада давления РПД-14:
Слив масла из ЗГ и опорных подшипников производится в общий сливной коллектор и далее через гидравлическую петлю высотой 1500 мм в грязный отсек ГМБ турбины. Выделяющиеся из масла газы (водород, воздух) отводятся из коллектора в атмосферу через вестовую (вытяжную) трубу диаметром 150 мм. Во избежание скопления взрывоопасных смесей в газовом объеме ГМБ предусматривается вентиляция посредством эксгаустера (центробежного вентилятора).
Для обеспечения непрерывного маслоснабжения уплотнений при кратковременном прекращении подачи масла при переключениях источников маслоснабжения и появлении других неполадок в системе, а также для подачи масла в уплотнения в течение аварийного выбега турбоагрегата со срывом вакуума при отказе всех источников маслоснабжения устанавливается ДБ. Первоначально, как показано на рис. 3, подключение ДБ к системе осуществлялось по однотрубной схеме. Однако такая схема подключения бака не обеспечивала надежного резервирования подачи масла на уплотнения из-за существенного падения давления холодного масла при истечении его через трубу достаточно большой длины. Позднее было предложено перейти на двухтрубное подключение ДБ, что позволило организовать полный или частичный проток уплотняющего масла через бак. Схема подключения ДБ с постоянным протоком масла рекомендована (приложение 2) в качестве основной для всех турбогенераторов мощностью 60-500 МВт с торцевыми уплотнениями вала. Для контроля за уровнем масла в ДБ предусматривается установка двух сигнализаторов (реле) уровня типа УЖИ или ПРУ-5М. Вместимость ДБ ограничена (1,5-2 м 3 ), он способен обеспечить безнасосное питание уплотнений вала маслом в течение нескольких минут при рабочей частоте вращения и, как правило, рассчитывается на обеспечение выбега турбоагрегата со срывом вакуума в течение 12-15 мин. Поэтому для предотвращения опорожнения ДБ и повреждения уплотнений предусматривается специальная защита от снижения уровня в баке. Защита от снижения уровня выполняется по схеме «два из двух» с использованием указанных выше реле. Верхнее реле отслеживает снижение уровня масла в ДБ и подает предупредительный сигнал. Если уровень масла снижается до отметки установки нижнего реле, то подается импульс в цепи аварийного останова турбины и отключения генератора от сети. Демпферный бак располагается на высоте, соответствующей минимально допустимому перепаду давлений масло-водород. Высоты установки ДБ приводятся в заводских схемах, а для генераторов отдельных типов, ранее не оснащенных ДБ, могут выбираться из приложения 2. Демпферный бак рассчитывается на избыточное давление 1,6 МПа, существенно превосходящее наибольшее возможное давление масла в системе. По этой причине установка предохранительных клапанов не требуется (приложение 3).
При нормальной работе уровень масла находится в переливной трубе на 1-2 м выше верхней образующей ДБ. Связь ДБ с ЗГ осуществляется посредством переливной и противосифонных труб. В верхнюю часть противосифонной трубы врезана продувочная труба. На переливной трубе устанавливается смотровое окно для контроля за возможным сифонным переливом масла из ДБ в ЗГ в случаях недопустимого увеличения перепада давлений масло-водород.
1.2.2. На рис. 5 показана схема маслоснабжения торцевых уплотнений вала турбогенераторов типа ТВВ-320-2.
Рис 5. Схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого типа турбогенератора ТВВ-320-2:
Первое отличие данной схемы от рассмотренной выше состоит в том, что вместо инжектора установлен МНУ с приводом переменного тока. Это объясняется тем, что в системах смазки турбин мощностью 300 МВт отсутствует источник масла высокого давления, а в системах регулирования вместо нефтяных масел применены негорючие жидкости.
По принципу действия и конструкции РПМ аналогичны регуляторам уплотняющего масла. При аварийном отключении всех источников маслоснабжения РПМ сохраняет свою работоспособность за счет поступления масла в регулятор из ДБ (через обратный клапан).
Необходимо отметить, что на ряде турбогенераторов типов ТВ2-100-2 и ТВ2-150-2 с двухкамерными уплотнениями вала торцевого типа исполнения АО «ЦКБ Энергоремонт» для обеспечения расчетных удельных нагрузок на вкладыш давление прижимающего масла следует снижать с повышением давления водорода. С этой целью в схемах маслоснабжения упомянутых генераторов устанавливаются РПМ типа РДМ-7 конструкции АО «ЦКБ Энергоремонт», которые обеспечивают регулирование прижимающего масла обратно пропорционально изменению давления водорода.
1.2.3. На рис. 6 представлена схема маслоснабжения уплотнений вала торцевого и кольцевого типов турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт, которая не имеет принципиальных отличий от ранее рассмотренных.
Рис. 6. Схема маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300, ТГВ-200М:
На турбогенераторах ТГВ-200, ТГВ-200М и ТГВ-200-2М основным источником маслоснабжения является, как правило, инжектор. На турбогенераторах ТГВ-300 вместо инжектора устанавливается МНУ, приводимый во вращение асинхронным электродвигателем.
Холодное масло на стороне всасывания МНУ поступает после МО системы смазки подшипников турбоагрегата. Имеются схемы, в которых масло на уплотнения попадает непосредственно из ГМБ; в этом случае для охлаждения масла используется отдельный МО.
Степень засорения ФМ контролируется дифференциальным манометром (перепадомером) типа ДП-778 с сигнальным устройством.
В турбогенераторах с торцевыми уплотнениями вала предусматривается установка специального клапана (на схеме он не показан), открытие которого при вращении ротора от ВПУ позволяет увеличить перепад давлений масло-водород до 0,2 МПа.
Демпферный бак подключен к системе по двухтрубной схеме с постоянным протоком масла через него. Уровень масла в ДБ контролируется двумя реле уровня типа ПРУ-5М и по масломерному стеклу. На трубопроводах обвязки ДБ предусматривается установка специальных вентилей для имитации снижения уровня в ДБ и опробования защиты.
Для исключения сифонного перелива масла через трубопровод связи ДБ с ЗГ устанавливается обратный клапан типа 2КО-6. Отсутствие перелива контролируется визуально через смотровое окно.
Переток водорода по сливным маслопроводам исключается применением U-образной гидропетли высотой 3,5-5 м.
При выходе из строя ЗГ допускается осуществлять слив масла помимо ЗГ, контролируя уровень сливаемого масла по указателю уровня (масломерному стеклу), установленному несколько выше ЗГ. На ряде турбогенераторов устанавливается по два ЗГ-30, один из которых является резервным.
Выделяющиеся из масла и скапливающиеся в сливном коллекторе газы отводятся в атмосферу через вытяжную трубу, оснащенную обратным клапаном. Дополнительная вентиляция сливного коллектора осуществляется эксгаустером.
1.2.4. Схема, изображенная на рис. 7, применяется для обеспечения маслом уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой унифицированной серии мощностью от 60 до 300 МВт.
В конструкции уплотнений вала и схеме их маслоснабжения реализованы современные технические решения, направленные на повышение надежности их работы. В частности, предельно снижен расход масла на сторону водорода, что позволило отказаться от вакуумной обработки масла, выполнена разгрузка вкладышей от осевого давления водорода, установлены магнитный фильтр для улавливания ферромагнитных частиц и дополнительный МО, ДБ включен по схеме с постоянным протоком масла, предусмотрена установка специального противосифонного клапана в трубе над ДБ, установлены вентили для проверки работоспособности реле уровня и опробования защиты от снижения уровня в ДБ, а также смотровые патрубки для визуального контроля за уровнем масла в ДБ, вентиляция воздушных объемов сливного коллектора и ГМБ осуществлена посредством эксгаустеров с предвключенными маслоуловителями.
1.2.5. Схема маслоснабжения кольцевых уплотнений вала, изображенная на рис. 8, используется в турбогенераторах производства АО «Электросила» мощностью 500, 800, 1000 и 1200 МВт.
Система выполняется автономной, она не связана с системой смазки подшипников турбоагрегата, в которой может применяться негорючая синтетическая жидкость типа ОМТИ. Опыт использования ОМТИ в уплотнениях вала оказался негативным из-за агрессивного воздействия последней на изоляционные материалы генератора.
Отличительной особенностью приведенной схемы является наличие двух потоков масла: уплотняющего и компенсирующего, циркулирующих по одному замкнутому контуру, а также оборудования для вакуумной очистки масла.
Всасывающие трубопроводы всех трех МНУ соединяются с чистым отсеком масляного бака системы. Кроме того, имеется возможность подсоединения всасывающих трубопроводов рабочего и резервного МНУ к баку агрегата вакуумной очистки масла (АВОМ). Общий поток, пройдя МО и ФМ, перед магнитными фильтрами разделяется на два. Один (поток уплотняющего масла) через индивидуальные РПД уплотняющее масловодород и ДБ поступает в большой вкладыш (см. рис. 1, з) каждого уплотнения вала. Пройдя на сторону водорода, масло по сливным маслопроводам через маслоконтрольные патрубки сливается в поплавковый гидрозатвор типа ЗГ-500, из последнего поступает в водородоотделительный бачок, а затем в U-образный гидрозатвор с последующим сливом в масляный бак системы.
Рис. 7 Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов единой серии мощностью 60-300 МВт:
Рис. 8. Схема маслоснабжения уплотнений вала кольцевого типа турбогенераторов ТВВ-500 и-ТВВ-800-2:
Второй поток (поток компенсирующего масла) под давлением, превышающим давление водорода на 0,02-0,07 МПа, значение которого поддерживается неизменным автоматическими РПД компенсирующее масло-водород (того же типа, что и регуляторы уплотняющего масла), поступает в малые вкладыши (см. рис. 1, з) уплотнений вала, создавая в камере между большим и малым вкладышами противодавление, компенсирующее усилие прижатия большого вкладыша к корпусу уплотнения от давления газа. Из кольцевого зазора между малым вкладышем и валом масло поступает на воздушную сторону и через маслоконтрольные патрубки направляется в сливной коллектор и далее через U-образный гидрозатвор в грязный отсек маслобака системы.
Схема предусматривает активную вентиляцию газовых объемов сливного коллектора, водородоотделительного бачка, U-образного гидрозатвора и маслобака системы посредством вытяжной трубы и эксгаустеров. На вытяжной трубе устанавливается обратный клапан, предотвращающий возможность циркуляции газа из вытяжной трубы в сливной коллектор. На всасывающих трубопроводах перед эксгаустерами устанавливаются маслоуловители.
Для предотвращения интенсивного загрязнения водорода и сокращения его расхода на продувки предусматривается вакуумная обработка масла. Для этого необходимо заполнить АВОМ маслом из маслобака системы, подключить всасывающие магистрали рабочего и резервного МНУ к АВОМ и подать часть масла по линии рециркуляции на разбрызгивающие сопла АВОМ. Разбрызгиванием масла под вакуумом (620-720 мм рт. ст.), создаваемым водоструйным эжектором (давление воды в эжекторе около 0,2 МПа), достигается наиболее полное удаление из масла растворенных в нем воздуха и водорода. На вакуумном трубопроводе над АВОМ установлен расширительный бак с поперечными перегородками, препятствующими засасыванию масляной пены и паров масла в эжектор. При значительном вспенивании масла, когда его уровень в АВОМ поднимается выше допустимого, поплавок регулятора уровня, вмонтированного в крышку АВОМ, перекрывает вакуумный трубопровод, снижая при этом значение вакуума, контролируемого мановакуумметром. Для выявления случайного попадания жидкости в вакуумный трубопровод и удаления ее в дренаж предусмотрен вакуумный дренажный бачок с указателем уровня.
При выводе генератора и системы маслоснабжения в ремонт масло из ДБ сливается в сливной коллектор через перемычку с дренажным вентилем.
Арматура и гарнитура котла
Для нормальной бесперебойной и безопасной работы паровой котел должен быть оборудован соответствующими устройствами, приспособлениями и приборами (арматурой и гарнитурой). На
Рис. 8. Расположение гарнитуры и арматуры на котле ПК-6:
К гарнитуре парового котла относят: шуровочную дверцу, промывочные люки, лазовый люк, колосники, шиберную задвижку, т. е. съемные приспособления, а также устройства, при помощи которых осуществляются регулировка горения и подача воздуха в топку.
Арматурой котла называют устройства и приборы, служащие для управления работой той части парового котла, которая находится под давлением. К арматуре относят также и контрольные приборы.
Питательные коробки могут иметь пробковый кран (рис. 9, а) или запорный клапан (рис. 9, б). Для большей надежности на каждый котел устанавливают два комплекта приборов питания водой, две раздельные или одну сдвоенную питательные коробки. Последняя менее удобна, так как ее конструкция не допускает раздельного осмотра и притирки одного клапана при работе другого. Располагаются питательные коробки в нижней части котла.
Инжектор представляет собой пароструйный прибор для подачи в котел воды под давлением.
Принцип действия инжектора основан на превращении части тепловой энергии пара в кинетическую энергию движения. Пар
передает тепловую и кинетическую энергию воде. Кинетическая энергия струи воды превращается в потенциальную энергию давления, вследствие чего вода, преодолевая котловое давление, поступает в котел. Наиболее распространенным на крановых котлах является инжектор, изображенный на рис. 10.
Литой чугунный корпус 1 этого инжектора состоит из двух частей, соединенных между собой фланцами.
Внутри корпуса строго по одной оси расположены три конуса-сопла: паровой 3, конденсационный 4 и нагнетательный 5. Первые два конуса имеют сужение по направлению движения пара, а последний имеет обратный конус. Паровой конус поставлен в корпус инжектора на уплотнительной прокладке из свинца или тонкого асбестового шнура.
Конденсационный и нагнетательный конусы соединены между собой резьбой и уплотнены в корпусе прокладкой 10.
Внутрь парового конуса входит двойной паровой клапан 2, плотно закрывающий своей конической частью кольцевой проход парового конуса. Паровпускной клапан опускается и поднимается с помощью рукоятки И, имеющей два положения: «Открыто» и «Закрыто», отмеченные на ее секторе. Снизу в корпус инжектора запрессован стакан 7, служащий опорой для нагнетательного конуса. Этот стакан имеет форму с четырьмя ребрами, образующими ступицу, через отверстие которой проходит хвостовик обратного клапана 6.
Обратный клапан давлением воды в котле постоянно плотно прижат своей сферической головкой к гнезду, перекрывая доступ воды из котла в инжектор.
В средней части корпус инжектора имеет два патрубка: один, заканчивающийся фланцем, служит для присоединения к
В начальный момент, когда клапан 2 незначительно приподнят, пар из котла в небольшом количестве устремляется в кольцевой проход парового конуса.
Проходя через суживающееся сопло парового конуса, пар приобретает большую скорость движения. Выходя из сопла, пар увлекает за собой воздух и оставшуюся воду в водяной камере Б, в которой вследствие этого создается разрежение. В результате разрежения вода из подводящей трубы начнет поступать в водяную камеру инжектора. В это же время смесь пара, воздуха и воды, выйдя из сопла, поступает в конденсационный конус и, выходя через его боковые отверстия, создает незначительное давление в смесительной камере В. Этого давления недостаточно, чтобы открыть обратный клапан 6, но достаточно для открытия вестового клапана 9. Когда вестовой клапан откроется, из вестовой трубы начнет выходить смесь пара, воды и воздуха.
С поступлением холодной воды в водяную камеру подаваемый в небольшом количестве пар быстро конденсируется, объем его уменьшается, что создает дополнительное разрежение, которое передается и в смесительную камеру.
При разрежении вестовой клапан под действием атмосферного давления и пружины 8 садится на место. Закрытие вестового клапана сопровождается характерным щелчком, свидетельствующим о том, что в водяную камеру начала поступать холодная вода, т. е. инжектор присосал воду. После того как раздастся этот щелчок, пусковую рукоятку необходимо повернуть до упора с тем, чтобы паровой клапан был полностью поднят, что даст возможность пару в большом количестве поступать в инжектор. С этого момента начинается второй период в работе инжектора, т. е. подача инжектором воды в котел.
В первый момент поступления большого количества пара в сместительной камере создается избыток воды, давление возрастет, вестовой клапан снова откроется и из вестовой трубы начнет вытекать избыточная вода.
В последующий момент давление в сместительной камере В понизится, вестовой клапан закроется, а в камере нагнетательного конуса давление увеличится. В результате обратный клапан 6 откроется и инжектор начнет подавать воду в котел.
При выключении инжектора, т. е. при прекращении подачи в инжектор пара, в смесительной камере также образуется избыток воды, который сливается через вестовую трубу. При нормальной работе инжектора из вестовой трубы не должно выходить ни пара, ни воды.
В силу того, что конденсация пара имеет важное значение в работе инжектора, питательная вода должна быть достаточно холодной. При температуре питательной воды свыше 35°С условия конденсации ухудшаются, работа инжектора становится неустойчивой или вовсе прекращается.
Боковые отверстия в конденсационном конусе имеют также большое значение для нормальной работы инжектора: через них в начальный момент удаляется вода, не получившая необходимой скорости движения, и проходит пар для восстановления в инжекторе требуемого разрежения. Если эти отверстия засоряются или закипят, нормальная работа инжектора нарушится.
Для правильной работы инжектора очень важно, чтобы все соединения были плотными и не было бы подсоса воздуха.
Инжекторам в зависимости от производительности присваивается номер; чем больше номер инжектора, тем выше его производительность. Номер инжектора определяется размером диаметра выходного отверстия конденсационного конуса (в миллиметрах) и равного ему диаметра нагнетательного конуса.
Запас воды для питания котла находится в водяных баках. Их заполняют водой от стационарной водоразборной колонки или из другого источника, иногда расположенного ниже уровня крана; для этого кран оборудуется водогоном (рис. 11). Действие водогона основано на том же принципе, что и действие инжектора. После открытия соответствующего вентиля на паровой магистрали пар из котла поступает в паровой конус 7 водогона. Из-за большой скорости движения пара в камере / создается разрежение и вода через присоединенный к патрубку всасывающий рукав начинает засасываться по каналу II в камеру / и струей пара увлекается в нагнетательный конус. При проходе воды в расширяющемся нагнетательном конусе создается давление, достаточное для подачи воды на высоту 2-2,5 м.
К арматуре, показывающей уровень воды в котле, относятся водопробный краник, водомерное стекло и контрольная пробка.
Рис. 12. Водопробиый краиик:
Средний краник зачастую не ставится, так как он не очень характерен и при открытии его могут поступать как пар, так и вода. На котлах крана ПК-6 устанавливаются и три и два краника, при этом расстояние между верхним и нижним составляет 150 мм.
О понижении уровня воды в котле ниже допустимого сигнализирует контрольная пробка. В этом случае пробка, оказавшись над поверхностью воды, перегревается, от чего сплав, которым залито отверстие в пробке, выплавляется, и через образовавшееся отверстие в топку котла начинает поступать пар, что свидетельствует об аварийном состоянии котла.
Пробка (рис. 13) состоит из бронзового корпуса 1, залитого внутри легкоплавким сплавом 2 (10% олова и 90% свинца).
Корпус пробки имеет коническую резьбу, которой ввинчивается в дымогарную трубу в котлах с дымогарными трубами или в заплечико жаровой трубы в котлах с кипятильными трубами.
Контрольная пробка ввинчивается в тело трубы таким образом, что конец ее корпуса и торец легкоплавкового сплава омываются горячими газами.
Водомерное стекло предназначено для показания уровня воды в котле. Принцип действия водомерного стекла основан на законе сообщающихся сосудов, согласно которому уровень жидкости, находящейся в сосудах, сообщенных между собой, независимо от формы и объема сосудов всегда одинаков.
Комплекс водомерного стекла (рис.
14) состоит из двух кранов: верхнего и нижнего. Между ними установлено или цилиндрическое (круглое) стекло, или металлический футляр (рамка), внутрь которого поставлено плоское стекло.
Нижний кран имеет еще продувочный краник.
Малейшее изменение количества воды в котле немедленно сказывается на уровне воды в стекле.
Внутри котла происходит бурный процесс парообразования и поверхность воды в нем неспокойна, поэтому и в водомерном стекле уровень воды постоянно колеблется. Отсутствие колебания уровня в стекле работающего котла свидетельствует о неисправности кранов водомерного стекла, засорении их каналов.
При засорении канала в нижнем кране вода в стекле спокойна и будет находиться на одном и том же уровне или даже повышаться. Если при этом через продувочный краник выпустить воду из стекла и снова краник закрыть, то вода в стекле вновь появится, но не сразу, а будет постепенно накапливаться за счет конденсации пара, поступающего в стекло через верхний кран.
Вода в стекло может поступать в этом случае и через нижний кран, если его канал засорен не полностью. Если засорен канал верхнего крана, то уровень воды в стекле будет находиться выше действительного уровня в котле.
Водомерное стекло, будучи сообщено с внутренней полостью котла, всегда находится под давлением пара и испытывает действие высокой температуры. Поэтому применение простого круглого стекла опасно. На современных паровых кранах применяют специальное плоское стекло, отлитое в форме толстого бруска. Оно вставляется на прокладках в металлический корпус (рамку). Такое стекло, если даже оно лопнет, неопасно для обслуживающе-то персонала. Задняя плоскость стекла имеет вертикальные призматические ребра-бороздки. Ребристая поверхность позволяет
Рис. 14. Водомерное стекло:
Кроме водопробных кранов и водомерного стекла, на каждом котле на видном месте имеется металлическая пластинка, отмечающая наиниз-ший допустимый уровень воды в котле.
К арматуре, контролирующей рабочее давление пара в котле, относятся манометр и предохранительные клапаны.
Манометр предназначен для измерения давления жидкости и газа (выше атмосферного). Он показывает разность между давлением газа или жидкости в закрытом сосуде и атмосферным давлением. Эту разность принято называть избыточным давлением. Наиболее распространенными являются пружинные манометры. Пружинный манометр (рис. 15) состоит из металлического корпуса, в котором помещена дугообразная упругая трубка 1. Один конец этой трубки закрыт наглухо, а другой соединен со штуцером 3. К глухому концу трубки присоединена система рычажков, связанных через зубчатую передачу 4 с указательной стрелкой 2.
С паровым пространством котла манометр соединен сифонной трубкой 5, имеющей минимально два витка диаметром 180 мм. Наличие этой трубки исключает попадание в манометр горячего пара: дугообразная трубка 1 оказывается заполненной водой под давлением, равным котловому. Вода эта образуется вследствие конденсации пара в сифонной трубке.
Дугообразная трубка манометра имеет форму вытянутого эллипса, но под действием давления воды она стремится выпрямиться. Выпрямление трубки заставляет стрелку 2 через зубчатую передачу 4 отклоняться. Чем выше давление, тем больше отклонение стрелки. Красная черта на шкале котлового манометра отмечает предельно допустимое давление для данного котла.
Манометр должен быть запломбирован, иметь клеймо и дату очередной проверки госповерителем. Для проверки правильности показаний манометра предназначен трехходовой кран 6, кото-
