Эксплуатация энергоблоков

На рабочие лопатки, расположенные вблизи отборов, также воздействует неравномерный поток пара. Сила, воздействующая на лопатки при каждом обороте, тем больше, чем больше расход в отбор. Лопатки последних ступеней, работающие в условиях низких температур, имеют большие размеры, и центробежные силы, воздействующие на каждую из них, составляют примерно 10⁶H. Частота переменных усилий, действующих на лопатку со стороны пара, зависит от частоты вращения ротора. Даже при небольшом снижении частоты вращения лопатки последних ступеней могут попасть в резонанс и разрушиться через короткое время. Частота-вращения ротора турбины зависит от частоты электрического тока сети, в которую включен генератор, следовательно, работа при пониженной частоте недопустима.

Приусталостном разрушении происходит отрыв части или всей лопатки, части бандажа или бандажной проволоки. Отрыв одной рабочей лопатки обычно приводит к поломке всех других данной ступени, а также к повреждению сопловых лопаток соседней ступени. Внешне повреждение рабочих лопаток проявляется в появлении слышимых металлических звуков и необычных шумов внутри турбины. Если слышны удары различной силы в области проточной части или явно посторонние звуки, турбину немедленно останавливают.

Внезапная сильная вибрация ротора возникает при поломке тяжелых длинных лопаток последних ступеней и задеваниях в проточной части турбины. Лопатки проточной части высокого и среднего давления, как правило, не пробивают толстостенный корпус и остаются внутри. Тяжелые лопатки последних ступеней при обрыве могут пробить тонкостенный корпус части низкого давления и крышу здания электростанции. В месте вылета лопатки на корпусе турбины остается рваное отверстие, через которое в часть низкого давления поступает воздух.

О поломке нескольких рядов лопаток судят по снижению нагрузки при постоянном расходе пара (особенно при эксплуатации реактивных турбин). В этом случае давление пара в промежуточных ступенях становится выше номинального.

Каждая из этих причин служит основанием для останова турбины независимо от того, наблюдались другие или нет.

Причиной поломки лопаточного аппарата может служить также попадание влаги в проточную часть турбины при гидравлическом ударе в трубопроводе. При этом резко уменьшается температура свежего пара, из вестовых труб, фланцев паропровода и стопорного клапана появляется влажный пар белого цвета, увеличивается осевой сдвиг ротора, слышен металлический шум, появляются удары в корпусе, и турбину следует немедленно остановить.

Повреждение рабочих лопаток не всегда сопровождается их поломкой. Последние ступени мощных турбин, а также турбины атомных электростанций, работающие на влажном паре, подвергаются интенсивной эрозии. Прежде всего разрушаются вершины рабочих и сопловых лопаток, где велики содержание влаги в потоке и его скорость. Как правило, рабочие лопатки подвергаются эрозии со стороны входной кромки, а сопловые - со стороны выходной. Лопатки, поврежденные эрозией, легко обнаруживают при очередном ремонте и заменяют. Лопатки первых ступеней турбин покрываются окалиной, остающимся после монтажа или ремонта мелким сварочным градом. Их поверхность становится шероховатой, входные кромки имеют вмятины и загибы. В зависимости от состояния и наличия трещин такие лопатки при ремонте заменяют.

Диафрагмы турбин повреждаются меньше, чем рабочие лопатки. Разрушение диафрагм возможно лишь при сильном гидравлическом ударе или массовом отрыве рабочих лопаток. Типичным признаком неполадок в работе диафрагм является пропаривание в горизонтальном разъеме. В увеличенный зазор между верхней и нижней половиной диафрагмы начинает поступать значительное количество пара. Для самой диафрагмы эта протечка неопасна, однако в рабочих лопатках данной ступени возникают дополнительные напряжения, связанные с увеличением неравномерности потока пара по окружности. Увеличение зазоров между верхом и низо'м диафрагмы может появиться из-за неправильной сборки или размыва влажным паром.

Нарушение условий нормальной работы ротора и подшипников

Ротор является основным элементом каждой турбины и работает в наиболее тяжелых условиях: при высокой температуре на него действуют большие центробежные силы, пропорциональные квадрату его частоты вращения. Особенно опасно увеличение частоты вращения ротора выше установленного, когда разрушаются рабочие лопатки турбины (в первую очередь, длинные лопатки последних ступеней). При значительном повышении частоты вращения разрушается и сам ротор, что приводит к разрушению корпуса турбины, а зачастую и здания электростанции.

При нормальной работе системы регулирования повышение частоты вращения ротора при сбросе нагрузки невелико и автомат безопасности при этом не срабатывает. Следовательно, основным условием безопасной работы ротора является нормальное состояние системы регулирования, соответствующее требованиям «Правил технической эксплуатации», а также своевременное проведение необходимых испытаний и ремонтных работ. Особого внимания требует защита ротора от разгона паром из системы регенерации, что возможно даже при полностью исправной системе регулирования, так как пар из системы регенерации может поступать в турбину и после того, как регулирующие клапаны полностью закрылись во время сброса нагрузки. Пар проходит в конденсатор, и расширяясь, совершает работу, которая тратится на разгон ротора. Опасность возникает в том случае, когда не срабатывают обратные клапаны подогревателей системы регенерации, в которых всегда находится конденсат, образовавшийся из греющего пара. При падении давления конденсат греющего пара, находящийся в корпусе подогревателя, «вскипает», и этот пар через турбину попадает в конденсатор, разгоняя ротор до такой частоты вращения, при которой должен сработать автомат безопасности. Для предупреждения аварийной ситуации кроме жестких требований к системе регулирования предъявляют столь же жесткие требования к надежности и быстродействию защитных обратных клапанов и устройств их принудительного привода. Такие клапаны устанавливают как на паропроводах системы регенерации, так и регулируемых отборов пара.

Работа турбины с повышенной вибрацией, причиной которой может быть небаланс ротора, недопустима. Небаланс появляется в результата загрязнения проточной части турбины отложениями солей, отрыва лопаток, прогиба оси ротора из-за задеваний в уплотнениях вала, неравномерного прогрева при пуске или остывания при останове. Отложение солей в проточной части приводит к небалансу ротора из-за неравномерного распределения их по его окружности на периферии и срыва толстых слоев с рабочих лопаток. Небаланс появляется также при отрыве рабочей лопатки. При вылете какой-либо рабочей лопатки последней ступени мощной конденсационной турбины на ротор воздействует центробежная сила, создаваемая другой рабочей лопаткой, расположенной напротив вылетевшей на том же диске. При вылете всех рабочих лопаток одной ступени вибрация возрастает незначительно, однако уменьшается вырабатываемая турбиной мощность.

Последствиями основной наблюдающейся неисправности подшипников турбины - подплавления баббитовой заливки - являются уменьшение минимальных осевого зазора между статором и ротором (при подплавлении баббита упорного подшипника) и радиального (при подплавлении баббита опорного подшипника). В том и другом случаях ротор начинает задевать за статор и возможно его повреждение. Упорные подшипники выходят из строя в первую очередь при увеличении осевого усилия. Как правило, повреждение подшипников не наступает мгновенно, о нем можно судить заранее по увеличению температуры масла на сливе из них.

В современных турбинах непосредственно в баббит подшипников устанавливают термопары, с помощью которых измеряют его температуру. Перегрев и подплавление колодок подшипников могут произойти также при снижении давления в системе смазки. Обычно устанавливают три контрольных уровня давления масла. При снижении давления масла до первого и второго уровней включаются соответственно резервный и аварийный маслонасосы; при третьем контрольном уровне срабатывает электромагнитный выключатель, который подает сигнал на закрытие всех клапанов турбины. Если защита не срабатывает, турбину останавливает машинист. При плохом качестве заливки баббит может отслаиваться от вкладышей, особенно при работе подшипника в условиях повышенной вибрации. Если турбина не снабжена реле осевого сдвига, осевой зазор контролируют по шаблону на корпусе переднего подшипника и при увеличении его на 0,15--0,20 мм турбину отключают.

Причины и последствия повышенной вибрации турбинной установки

Основными источниками вибрации турбинной установки являются наиболее массивные вращающиеся детали: роторы турбины, генератора и возбудителя. Причины, вызывающие повышенную вибрацию, могут быть различны. Одни из них связаны с особенностями конструкции турбинной установки, другие появляются при ее изготовлении и монтаже, третьи обусловлены режимом эксплуатации. При воздействии периодической силы, изменяющейся с частотой, равной одной из частот собственных колебаний ротора, он попадает в резонанс. При этом отклонения ротора от положения равновесия будут наибольшими и вибрация турбоагрегата резко увеличится. Когда ротор разгоняется до рабочей частоты вращения, он может один или несколько раз попадать в резонанс с различными формами колебаний.

Инструкцией по эксплуатации оговариваются резонансные частоты вращения турбин. Частота собственных колебаний ротора зависит от его размеров и массы, а резонансная частота--от жесткости подшипников, корпуса турбины и фундамента. Некоторые турбины подвержены низкочастотной вибрации, возбуждаемой, напри„мер, периодическими силами, возникающими в масляном слое подшипников и потоке пара, текущем через уплотнения.

Вибрацию подшипников оценивают при пуске. Если при первом пуске вибрация не укладывается в оценку «хорошо», монтажная организация или завод-изготовитель проводят работы, необходимые для снижения ее уровня.

Повышенная вибрация может быть вызвана также недостаточно тщательным монтажом турбоагрегата. Длинный массивный ротор имеет заметный прогиб. Если при этом оси подшипников выставлены неточно, появляется повышенная вибрация турбоагрегата и монтажная организация должна выполнить дополнительные работы по устранению ее причин.

При эксплуатации турбины разбалансировка ротора может увеличиться вследствие остаточного прогиба его оси из-за задеваний в уплотнениях вала, смещения обмотки ротора генератора в пазах или лобовых частях, замыкания ее витков на землю или между собой. Вибрация повышается и в том случае, когда коробятся цилиндры из-за неравномерного нагрева или заеданий между корпусами подшипников и фундаментными плитами, препятствующими их свободному перемещению при прогреве и остывании турбины.

Повышенная вибрация может служить причиной разрушения паропроводов, маслопроводов, водоводов, трубок конденсатора и других элементов турбоагрегата. Под воздействием вибрации оседает фундамент и нарушается установка подшипников, что, .в свою очередь, увеличивает ее.

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации» вибрация турбины, генератора и возбудителя должна быть минимальной. Вибрационное состояние турбоагрегата обычно оценивают по двойной амплитуде колебаний корпусов подшипников и измеряют в вертикальном, продольном и поперечном направлениях в установленные сроки. Амплитуду вибрации измеряют также при замет.ттом ее увеличении хотя бы у одного из подшипников. Измерения выполняют при разных частотах вращения ротора (0.3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8 и 1 от номинальной частоты вращения) и нагрузках турбоагрегата (0; 0,25; 0,5; 0,75 и 1 от номинальной). Вибрацию каждого подшипника измеряют виброметром (или вибрографом), который обязательно должен иметь паспорт. Прибор устанавливают на специально предусмотренное место на корпусе подшипника. Все измерения сравнивают с проведенными ранее, что позволяет оценить вибрационное состояние турбоагрегата.

Аварийные ситуации при сбросе нагрузки

Запланированный сброс нагрузки проводится персоналом электростанции для проверки работы системы регулирования турбины (при сдаче ее в эксплуатацию после реконструкции, изменении характеристик системы регулирования при эксплуатации или после капитального ремонта). Эксплуатация турбины допускается только с исправной системой регулирования, полностью прошедшей испытания на сброс нагрузки.

При эксплуатации турбоагрегатов бывают также случаи незапланированного полного сброса нагрузки по разным причинам, которые в основном связаны с неполадками в электрической части .станции и сети или теплотехническом оборудовании. Так, к сбросу нагрузки могут привести перегрузка линии электропередачи, короткое замыкание на линии или в оборудовании подстанции, повреждение обмоток генератора или повышающего трансформатора. Неполадки теплотехнического оборудования, в первую очередь самой турбины, также могут вызвать необходимость мгновенного сброса нагрузки, например при обрыве рабочих лопаток, появлении сильной вибрации, резком увеличении осевого сдвига, неустранимом ухудшении вакуума.

Для предупреждения аварий обслуживающий персонал должен четко знать порядок действий при сбросе нагрузки в различных условиях, подробно изложенный в инструкциях по эксплуатации. При обслуживании практически всех турбоагрегатов должны соблюдаться общие требования. Незапланированный сброс нагрузки может произойти с отключением и без отключения от сети генератора. В зависимости от качества работы системы регулирования признаки режима сброса нагрузки и действия персонала различны.

При сбросе нагрузки с отключением генератора от сети возможны два варианта.

1. Система регулирования удерживает турбину на необходимой частоте вращения без срабатывания автомата безопасности; ваттметр, измеряющий мощность генератора, показывает нуль; частота вращения ротора повышена, но не превышает на 8--12% номинальную и остается постоянной; регулирующие клапаны закрыты. В этом случае с помощью синхронизатора немедленно уменьшают частоту вращения до номинальной, проверяют работу турбоагрегата и убеждаются, что давление и температура свежего пара, вибрация турбоагрегата и температура колодок упорного подшипника нормальные, а осевой сдвиг не превышает заданного. При отсутствии ненормальностей в работе турбоагрегата на щит управления подают команды «Внимание» и «Готово». После устранения неполадок в электрической части генератор можно синхронизировать и включить в сеть.

2. Так как система регулирования не удерживает турбоагрегат от чрезмерного увеличения'частоты вращения, срабатывает автомат безопасности; ваттметр показывает нуль; частота вращения ротора повышена, но постепенно уменьшается; закрыты не только регулирующие, но и стопорные клапаны. При этом прежде всего убеждаются, что регулирующие и стопорные клапаны полностью закрыты, частота вращения не увеличивается и давление масла, поступающего 'на смазку подшипников, .нормальное. Затем выводятсинхронизатор в сторо'ну «понижения» до упора и загорания сигнальной лампы. Когда частота вращения уменьшается до» уровня, оговоренного инструкцией по эксплуатации (примерно» 2600 об/мин), включают пусковой маслонасос. При падении давления масла до указанного в инструкции уровня включается резервный маслонасос.

После этого, так же как и в первом случае, проверяют работу турбины и, если ненормальностей нет, подготавливают к работе стопорный клапан и с помощью синхронизатора медленно открывают стопорный и регулирующие клапаны. После того как частота вращения достигает номинальной, останавливают пусковой и резервный маслонасосы, устранив неполадки в электрической части, синхронизируют и включают генератор в сеть. Систему регулирования этой турбины проверяют и испытывают на сброс нагрузки при первой же возможности.

При сбросе нагрузки без отключения генератора от сети генератор работает в моторном режиме, т. е. вращается, потребляя энергию из сети, куда она поступает от других генераторов. В этом случае пар в турбину не поступает, так как закрыты стопорные и регулирующие клапаны; ваттметр показывает «отрицательную» мощность (стрелка за нулем): электрический ток проходит через генератор (контролируют по показанию амперметра); частота вращения ротора по сравнению с номинальной не изменяется и остается постоянной; реле показывает наличие «обратной мощности» (потребляемой генератором от сети).

Такой режим работы генератора может наступить по нескольким причинам: обслуживающий персонал щита управления отключил турбину; сработала одна из ее защит (.например, ее осевого сдвига ротора); самопроизвольно сработали автомат безопасности, система защиты турбины, стопорный или регулирующие клапаны либо главная паровая задвижка на паропроводе свежего пара.

Причинами могут быть также неисправность элементов управления стопорным и регулирующими клапанами и главной паровой задвижкой или обрыв их штоков. Так, регулирующие клапаны могут самопроизвольно закрыться при разрушении связи их штока с сервомотором. Работа турбоагрегата в моторном режиме допустима не более 4 мин, так как при этом быстро разогреваются лопатки турбины и ухудшаются прочностные свойства металла. Длительная работа турбины в моторном режиме может привести к повреждению рабочих лопаток, в первую очередь лопаток последних ступеней, имеющих .большую длину и нагруженных большими центробежными силами. Таким образом, в течение 4 мин необходимо выяснить причину сброса нагрузки и принять решение о дальней| тих действиях.

При быстром устранении причины сброса синхронизатор переводят в нулевое положение, открывают стопорный клапан и в случае нормальной работы турбоагрегата на щит управления подают сигналы «Внимание», «Готово» и «Прибавка», т. е. можно нагружать турбину.

Если причину сброса нагрузки быстро устранить нельзя, турбину останавливают для ликвидации неполадок. До отключения I генератора от сети прежде всего убеждаются, что турбоагрегат; действительно работает в моторном режиме, так как ротор турбины может вращаться даже при закрытых регулирующих и стопорном клапанах вследствие протечек пара через неплотности в клапанах и задвижках свежего и отборного пара. Если при этом отключить генератор, ротор турбины пойдет вразнос. Прежде чем отключить генератор, с помощью реле обратной мощности устанавливают, что он потребляет энергию из сети, т. е. турбоагрегат работает в мо-торном режиме. Только после этого отключают генератор от сети и останавливают турбину для устранения неисправностей. Если турбина до сброса нагрузки работала с регулируемыми отборами пара, они должны быть отключены.

Аварии и неполадки насосов

Прекращение подачи питательной и охлаждающей воды или конденсата ведет к немедленному останову электростанции. Насосам свойственны все достоинства и недостатки турбомашин. Однако в отличие от рассмотренных аварийных ситуаций турбин существует характерный аварийный режим насосов - срыв их работы. Признаком срыва работы насоса является прекращение подачи рабочего тела, причиной которого служит заполнение насоса газообразной средой или паром. В этом случае насос не может создавать необходимое разрежение на входе или требуемый напор на выходе.

Особого внимания при пусках требуют питательные насосы. Так как перед нагруженном турбину некоторое время прогревают, питательный насос в это время должен обеспечивать небольшой расход воды. При этом его кпд мал и все потери превращаются в тепло, которое идет на нагрев воды. В случае ненормального режима работы насоса возможно вскипание воды, в результате чего происходит срыв его работы, что особенно опасно при работе блока на малых нагрузках, когда расход потребляемой котлом воды мал. Чтобы предупредить опасный перегрев насоса и тем более вскипание воды, через него прогоняют больше питательной воды, чем нужно котлу, часть которой все время идет в линию рециркуляции, соединяющую через деаэратор нагнетание питательного насоса со всасом.

Серьезные последствия может вызвать разрушение на напорной линии питательного насоса обратного клапана. При аварийном останове насоса вода из котла, имеющая большое давление и высокую температуру, попадает в деаэратор. В этом случае необходимо быстро закрыть задвижку на напорной линии.

При эксплуатации внимательно следят также за осевым положением ротора. Так как осевые усилия в многоступенчатых насосах очень велики, при недопустимом уменьшении осевого зазора может произойти разрушение ротора насоса.

Срыв работы конденсатных насосов возникает также при осушении конденсатосборника. Обычно такая ситуация невозможна, так как при нормальной работе уровень конденсата автоматически поддерживается регулятором уровня. Регулятор уровня управляет подачей конденсата через линию рециркуляции от его напорной линии в паровое пространство конденсатора. Аварийная ситуация, вызванная срывом работы конденсатного насоса, может возникнуть при поломке регулятора уровня или пусках турбинной установки, когда он еще 'не вступил в работу. При срыве работы конденсатного насоса его останавливают, закрывают напорную задвижку, дожидаются появления воды в конденсатосборнике, а затем запускают насос. Положения напорной задвижки и задвижки на линии рециркуляции регулируют так, чтобы уровень конденсата был постоянным. Эти операции проводят быстро, так как запасы конденсата в баках деаэратора ограничены и после их исчерпания придется остановить электростанцию, так как иначе котел останется без воды и поверхности нагрева будут повреждены.

Срыв работы циркуляционных насосов происходит при слишком большом понижении уровня воды в водоприемнике. При разомкнутой системе водоснабжения понижение уровня ведет к останову электростанции, а при замкнутой возможно пополнение запасов воды из постороннего источника (например, городской водой).

Случаи разрушения при пуске насоса возможны, например, из-за гидравлических ударов, которые приводят к повреждению» ротора, задвижек или водовода. Особенно подвержены этому насосы, расположенные выше уровня всасываемой жидкости, в которых, если не весь воздух удален из корпуса и водовода перед пуском, может возникнуть гидравлический удар. При неисправном обратном клапане на всасывающей линии насоса запуск его невозможен, так «как вода сливается через неплотный обратный клапан в водоприемник и насос ею заполнить нельзя. К снижению напора, развиваемого насосом, приводят засорение сеток в водоприемнике, абразивный и кавитационный износ рабочего колеса и его поломка, а также износ щелевых уплотнений, диска разгрузочной пяты, течи в напорном водоводе и подсос воздуха во всасывающий патрубок. После выявления этих неполадок насос ставят в ремонт.

Неполадками насосов являются их повышенная вибрация, которая может быть вызвана разбалансировкой рабочего колеса, ослаблением крепления к фундаменту, работой с малым расходом воды.

Аварии и неполадки трубопроводов

При работе паропроводов их размеры из-за высоких температур увеличиваются. Особенность напряженного состояния паропроводов такова, что вследствие ползучести металла их длина со временем не изменяется, а увеличивается диаметр. При определенной деформации металл паропровода разрушается. Разрушение паропровода острого пара - одна и самых тяжелых аварий на электростанции. Так как трещина вдоль паропровода может достигать нескольких метров, через нее устремляется огромное количество перегретого пара. Чтобы не допустить такую аварию, на всех станциях непрерывно контролируют раз-меры паропровода. При увеличении диаметра раропровода на 1% его заменяют. Первое измерение проводят до пуска оборудования в эксплуатацию, а последующие обычно через 7--8 тыс. ч эксплуатации.

Если паропровод во время пусков и остановов не может свободно перемещаться при прогреве и остывании, в нем возникают большие напряжения и пластические деформации. После определенного числа пусков--остановов паропровод может разрушиться от повторного пластического деформирования вследствие многоцикловой усталости. Для предупреждения разрушения на всем протяжении паропровода должны отсутствовать ограничения его свободного перемещения, возникающие в результате ошибок при мон-таже или разрушения опор при эксплуатации.

Большую опасность представляет собой разрушение паропровода от гидравлического удара из-за внезапного вскипания скопившегося при прогреве конденсата. Чтобы не допустить скопления конденсата, перед пуском блока убеждаются в исправности дренажной арматуры и воздушников. Кроме того, в соответствии с действующей инструкцией по обслуживанию оборудования проверяют состояние опор паропроводов, предохранительные клапаны и запорные органы. Во время эксплуатации, особенно при пусках и остановах, следят за перемещением контрольных сечений паропроводов по реперам.

Кроме напряжений, возникающих в паропроводах при прогреве, пусках и остановах, появляются дополнительные напряжения из-за неравномерности температуры по толщине их стенки. При слишком быстром прогреве температурные напряжения в стенках паропровода могут быть велики и служить причиной появления больших пластических деформаций. После определенного количества пусков - остановов возможно также разрушение металла вследствие малоцикловой усталости. В связи с этим «Правилами технической эксплуатации» особо оговаривается то, что во время прогрева главных паропроводов, имеющих давление пара 9 МПа и выше, а также паропроводов промежуточного перегрева должны строго соблюдаться установленные скорости изменения температуры металла и контролироваться тепловые расширения.

В значительной степени напряжения стенок паропровода зависят от состояния теплоизоляции. При отсутствии изоляции на какомлибо участке паропровода в его стенке возникают большие температурные напряжения. Кроме того, неудовлетворительное состояние теплоизоляции резко увеличивает потери теплоты в окружающую среду и создает опасность для обслуживающего персонала, так как могут быть оголены значительные участки паропроводов, имеющих высокую температуру. Поэтому эксплуатация паропроводов с нарушенной теплоизоляцией не разрешается. Оголенные участки паропровода до начала эксплуатации закрывают сухим изоляционным материалом. Исправность изоляции проверяют при периодических осмотрах.

Большую опасность представляют утечки пара (свищи) через неплотности фланцевых соединений или дефекты сварных соединений. Вытекающий из паропровода, находящегося под большим давлением, пар высокой температуры практически в месте утечки не виден. Попадание человека в струю такого пара может закончиться не только тяжелыми ожогами, но и привести к более серьезным последствиям.

Чтобы предупредить нарушения плотности фланцевых соединений на паропроводах и арматуре, работающих под давлением 9 МПа и выше, при затяжке шпилек контролируют усилия. При прогреве паропровода шпильки оказываются холоднее фланцев, вследствие чего происходит их самозатяжка, нагружение дополнительными растягивающими силами. Если разница между температурами фланца и шпилек велика, с течением времени шпильки разрушаются от больших дополнительных растягивающих усилий или ослабляется затяжка .фланцевого соединения и появляется свищ. При нарушении целостности прокладок между фланцами также возможно появление свищей. Чтобы уменьшить опасность поражения обслуживающего персонала струёй пара из неплотностей фланцевого соединения, их закрывают металлической обечайкой. Свищи выявляют при осмотрах паропроводов по характерному шуму (свисту) и появлению облака влажного видимого пара на некотором расстоянии от свища.

Большую опасность представляет повышенная вибрация трубопроводов. Если амплитуда вибрации велика, трубопровод может выйти из строя из-за усталостного разрушения. Частота колебаний трубопроводов зависит от их размеров. Наиболее часто наблюдаются колебания главных и вспомогательных трубопроводов соответственно с частотой 1--2 и 4--5'/с. Двойная амплитуда колебаний главных паропроводов не должна превышать 0,5 мм, а вспомогательных--1 мм. При большей амплитуде колебаний на трубопроводах устанавливают дополнительные опоры или укрепляют их.

Разрывы трубопроводов могут наступить и в том случае, когда давление в них значительно превышает расчетное. Обычно, чтобы исключить возможность недопустимого повышения давления в трубопроводах, на них устанавливают предохранительные и обратные клапаны, которые периодически проверяют. Частота проверок и последовательность операций предписываются инструкцией по обслуживанию.

Размещено на Allbest.ru