Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

211

трубы по координатам центров контрольных расточек и по реакциям

опор, тем самым проверяется влияние зазоров в плоскости горизон-

тального разъема на возможное изменение опорных реакций. На этом

операции по сборке ЦНД-1, как установочной базы завершаются. Из-

меряются толщины постоянных прокладок, обрабатываются и уста-

навливаются в проектное положение постоянные прокладки под фун-

даментные рамы ЦНД-1. Затем освобождаются дистанционные болты и

проверяется плотность прилегания лап цилиндра к фундаментным ра-

мам; щуп 0,03 мм не должен проходить в стык сопрягаемых поверхно-

стей.

В следующей группе монтажных переходов на фундамент уста-

навливается нижняя половина передней выхлопной части ЦНД-2, при

этом выдерживается проектный разрыв между ЦНД-1 и ЦНД-2. Вывер-

ка элементов нижнего корпуса ЦНД-2 и их сборка в единый блок про-

изводится аналогично работам на сборке базового цилиндра НД-1.

В такой же технологической последовательности производится

сборка и выверка ЦНД-З. Производятся измерения прокладок, их обра-

ботка и установка постоянных прокладок под фундаментные рамы

ЦНД-2 н ЦНД-З.

В следующей группе переходов производится выверка по цен-

трам контрольных расточек (М

, М

и М

) и по поперечным укло-

нам положения корпусов переднего и среднего подшипников. Выверка

производится в соответствии с данными заводского формуляра.

Нижняя половина ЦСД устанавливается лапами на поперечные

шпонки корпуса среднего подшипника и передней выхлопной части

ЦНД-1. Производится выверка ЦСД по реакциям опор. При необходи-

мости корректировка опорных реакций на лапах производится за счет

изменения положения корпуса среднего подшипника, при этом следует

контролировать положение центров контрольных расточек П

и П

Аналогично ведется выверка цилиндра высокого давления, причем

ЦВД выверяется по расточкам П

и П

, а корпус переднего подшипни-

ка—по М

и М

. В последнем этапе работ по выверке корпусных дета-

лей снимаются крышки всех ЦНД. В цилиндры укладываются роторы.

Проверяется центровка роторов по расточкам в статорных элементах и

по полумуфтам. Данные центровки должны соответствовать получен-

ным при центровке на стенде завода и находиться в пределах допусков.

При необходимости положение роторов изменяется за счет перемеще-

ния вкладышей подшипников.

Контрольные операции по проверке роторов следует повторить

после установки крышек ЦНД при затянутом крепеже фланцевых разъ-

емов цилиндров и после приварки конденсаторов группы 800КЦС.

Центровка роторов по полумуфтам. Допуски. Взаимное по-

ложение осей соседних роторов при разобранных муфтах характеризу-

ет их центровку, которая определяется положением опорных вклады-

212

шей. Различают два вида расцентровки по муфтам: радиальную и тор-

цевую. Радиальная расцентровка—расстояние между осями соседних

роторов в плоскости муфты, торцевая—угол между этими осями. При

радиальной расцентровке опоры, расположенные ниже, разгружаются,

а соседние—нагружаются. При раскрытии внизу разгружаются сосед-

ствующие с муфтой подшипники и нагружаются удаленные, при рас-

крытии вверху—наоборот. Соответствующие горизонтальные реакции

возникают при рисцентровках в горизонтальной плоскости. До-

пустимая расцентровка роторов указана в табл. 11.2.

Таблица 11.2. Допустимая расцентровка роторов, мм.

Тип

турбины

Место соединения

роторов

Торцевое

раскрытие

Радиальное

смещение

К-800-240

РВД РСД

РСД РНД-1

РНД-1 РНД-2

РНД-2 РНД-З

РНД-З — Р генератора

-(0,10-0,12)

+(0,08-0,1)

+(0,03-0,05)

+(0-0,05)

-(0,3-0,4)

+(0,7-0,8)

±0,05

-0,1

К-500-240

РВД РСД

РСД РНД-1

РНД-1 РНД-2

РН

-2 - Р гене

ато

-(0,20-0,3)

-(0,05-0,1)

+(0,1-0,15)

+(0.03-0,07)

-(0,5-0,6)

±0,05

-(0.3-0,4)

(

3-0

)

К-300-240

РВД РСД

РСД РНД

РНД—Р генератора

-(0,70-0,75)

+(0,12-0,18)

+(0-0,02)

±0,05

-(0,2-0,24)

Рассмотрим несколько вариантов применяемых технологических

расцентровок. РВД турбин К-300-240 имеет один опорный подшипник,

соединение РВД и РСД осуществляется жесткой муфтой. Для этого

соединения допустимо торцевое раскрытие внизу на уровне 0,7—0,75

мм при применении эллиптического подшипника. Этим обеспечивается

создание значительной статической нагрузки на переднюю опору РВД

в целях исключения низкочастотной вибрации. При применении сег-

ментного подшипника торцевое раскрытие внизу не должно превышать

0,3—0,4 мм, так как удельное давление на сегментные подшипники не

должно быть более 0,4—0,6 МПа.

Для соединения РВД—РСД турбин К-800-240-3 реализовывалась

расцентровка, предусматривавшая помимо торцевого раскрытия внизу

установку РВД выше РСД на 0,15—0,2 мм. Радиальная расцентровка

учитывает деформацию кручения ригеля среднего подшипника, что

приводит к подъему опоры № 3 (передняя РСД). Применение смазки

213

ВТИ-ЛМЗ, а также установка в сопряжение корпусов подшипников с

фундаментными рамами турбин К-800-240-3 антифрикционного мате-

риала исключают кручение ригеля, и поэтому радиальная расцентровка

в настоящее время не выполняется.

Для соединения РСД—РНД-1 турбины К-800-240-5 выполняется

расцентровка, предусматривающая установку РНД-1 выше РСД на

0,35—0,40 мм, что учитывает просадку передней опоры ЦНД-1 под

действием вакуума. При соединении РНД с ротором генератора первый

из них, как правило, устанавливают выше, т.е. учитывают их просадку

под действием вакуума. Однако в ряде случаев в целях исключения

низкочастотной вибрации переднюю опору ротора генератора устанав-

ливают выше опоры РНД на 0,1—0,15 мм.

При монтаже правильность соединения роторов жесткими муф-

тами контролируется маятниковой проверкой и проверкой на отсутст-

вие коленчатости. Биение передних концов РВД турбин К-300-240,

К-500-240 и К-800-240 при маятниковой проверке не должно превы-

шать 0,1—0,15 мм. Проверка собранной жесткой муфты на коленча-

тость заключается в определении численного значения смещения осей

соединенных муфтой роторов. Для проверки коленчатости удаляется

один из подшипников муфтового пролета (ближайший к муфте) и ин-

дикатором при совместном вращении роторов проверяется бой шейки,

который не должен превышать 0,02 мм, т.е. коленчатость будет состав-

лять 0,01 мм.

При сборке соединительных полумуфт контролируется удли-

нение болтов при затяжке, которое не должно превышать 0,15 мм. Дело

в том, что торцевые расцентровки (особенно для турбин К-300-240)

вызывают не только перераспределение опорных реакций на подшип-

никах муфтового пролета, но и знакопеременное напряжение в соеди-

нительных болтах и шейках вала.

Установка и центровка элементов проточной части. После

центровки роторов и фиксирования положения цилиндров и фунда-

ментных рам приступают к установке и проверке центровки внутрен-

них цилиндров, диафрагм, их обойм и обоим концевых уплотнений.

Проверка положения элементов проточной части производится по од-

ному из следующих способов: борштангой или проверочным валом,

зрительной трубой. Наиболее точен и удобен способ контроля положе-

ния элементов проточной части зрительной трубой, которая устанавли-

вается возможно ближе к цилиндру, элементы проточной части которо-

го контролируются. Места установки зрительной трубы при центровке

проточной части турбины приведены в табл. 11.3 и на рис. 11.15.

Допуски на центровку проточных частей турбин задаются в за-

водских формулярах. Они даются без учета поправок, связанных с за-

зорами в плоскости горизонтального разъема наружных корпусов при

свободном положении крышки. Дело в том, что, если устранение зазо-

214

ров в плоскости разъема производится за счет затяжки крепежа, то

происходит смещение верхнего и нижнего фланцев наружного корпуса.

Смещение нижнего фланца приводит к смещению обойм диафрагм и

обойм уплотнений, подвешенных вблизи плоскости горизонтального

разъема наружного корпуса, что, в свою очередь, вызывает перераспре-

деление радиальных зазоров в уплотнениях, включая надбандажные.

Поэтому рекомендуется проверять положение элементов проточной

части ЦСД при установленной крышке наружного корпуса и затянутом

крепеже горизонтального разъема, если зазоры в плоскости разъема

превышают 0,3 мм при свободном положении крышки. Тем самым по

разности координат центров контрольных расточек с установленной

крышкой наружного корпуса при затянутом крепеже фланцевого разъ-

ема и при свободном положении крышки (крепеж распущен) определя-

ется поправка на центровку. Анализ показывает, что центровка проточ-

ных частей ЦВД турбин К-300-240 и К-800-240 производится с заниже-

нием элементов относительно оси зрительной трубы (оси вала), что

обеспечивает большие радиальные зазоры в уплотнениях нижних по-

ловин цилиндров.

Таблица 11.3. Места установки зрительной трубы.

Цилиндр

Место установки зритель-

ной трубы

Расточки, относи-

тельно которых

выверяется зри-

тельная труба (см.

рис. 11.5)

Расточки, отно-

сительно кото-

рых

фиксируется

положение оси

зрительной тру-

бы (см. рис. 11.5)

ЦНД-1

Корпус заднего

подшипника ЦНД-1

и П

и М

ЦНД-2

Корпус заднего

подшипника ЦНД-2

и П

и М

ЦНД-З

Корпус заднего

подшипника ЦНД-З

и П

и М

ЦСД

Корпус переднего

подшипника ЦНД-1

и П

и М

ЦВД

Корпус среднего

подшипника

и П

и М

Кроме того, в ЦВД турбин, работающих на сверхкритическом

давлении пара, осевые зазоры в проточной части выполняются по но-

минальной границе допуска, а радиальные зазоры в надбандажных уп-

лотнениях—по максимальной. Это позволяет существенно увеличить

пороговую мощность турбоагрегата. Практика капитальных ремонтов

215

большого парка турбин К-300-240 показала наличие существенного

износа уплотнений нижнего полуцилиндра среднего давления. Износ

уплотнений, включая надбандажные уплотнения, приводит к снижению

экономичности паровых турбин, достигающему в межремонтный пери-

од от 1,6 до 3%. Наблюдаемый износ и даже повреждение уплотнений,

особенно надбандажных, происходят в основном при пуско-

остановочных режимах в первый период эксплуатации после ремонта,

что определяет последующую длительную работу турбины в течение

3—4 лет с пониженной экономичностью. Значительное влияние на

уменьшение радиальных зазоров в нижнем полуцилиндре оказывают:

9 расхолаживание низа ЦСД паром, подаваемым на концевое уп-

лотнение при длительном поддержании вакуума после остановки

турбины;

9 некачественное выполнение изоляции цилиндра, особенно низа

и трубопроводов отборов, что увеличивает разности температур

между верхом и низом ЦСД при остывании;

9 несоблюдение при проведении ремонтных работ требований за-

водских формуляров, касающихся допусков на центровку элементов

проточной части.

Для повышения эксплуатационной надежности уплотнений кро-

ме высокой культуры эксплуатации требуется правильная центровка,

обеспечивающая сохранение оптимальных зазоров в уплотнениях при

всех режимах работы турбины.

Измерение зазоров в проточной части цилиндров. Перед из-

мерением зазоров устанавливаются сегменты сопл в сопловые коробки

ЦВД и ЦСД, сегменты концевых и диафрагменных уплотнений. В ци-

линдры укладываются роторы, собирается упорный подшипник, полу-

муфты соединяются временными болтами. Проверяется разбег вало-

провода в упорном подшипнике. Роторы устанавливаются в положение,

определяемое формулярами завода-изготовителя.

Проверка осевых зазоров в проточной части производится дваж-

ды: один раз—при зафиксированном в заводском формуляре положе-

нии роторов, второй— при повороте роторов на 90

. Измерение зазоров

ведется в плоскости горизонтального разъема при помощи пластинча-

того и клинового щупов. В местах, недоступных непосредственному

измерению, радиальные зазоры определяются косвенным путем, по

свинцовым оттискам, по отпечаткам уплотнительных гребней на по-

лосках лейкопластыря. Зазоры, измеренные при монтаже, должны со-

ответствовать зазорам, указанным в формулярах заводской сборки.

Перед закрытием цилиндров производится демонтаж ротора и

всех элементов проточной части. Все работы, выполняемые при закры-

тии цилиндров, производятся без перерыва при обязательном участии

представителя завода-изготовителя, ответственного руководителя мон-

тажной организации и представителя эксплуатации. Быстрая непре-

216

рывная работа по закрытию цилиндра возможна в том случае, если к

началу сборки закончены все поверочные и пригоночные работы по

цилиндру, произведены все необходимые измерения, заполнены фор-

муляры, а детали турбины подготовлены так, чтобы время на сборке не

расходовалось на поиски крепежа, изготовление мелких деталей и т.д.

Все труднодоступные места цилиндров тщательно осматриваются и

проверяются. Проверяется чистота всех отверстий в корпусе цилиндра,

в том числе дренажных и для присоединения контрольно-

измерительных приборов.

Цилиндры высокого и среднего давления турбины К-800-240

выполнены двухкорпусными. Поэтому в процесс общей сборки цилин-

дра включается сборка внутреннего корпуса. В известной степени

внутренний корпус можно рассматривать как сильно развитую обойму,

поэтому порядок его сборки не отличается от сборки обоймы. Следует

только иметь в виду, что предусмотрена термическая затяжка крепежа

горизонтального разъема внутреннего корпуса. При закрытии наруж-

ных и внутренних корпусов ЦВД и ЦСД мастика на разъем фланцевого

соединения не наносится. Сложной и ответственной операцией являет-

ся затяжка шпилек горизонтального разъема. Для крепежа, работающе-

го в условиях высоких температур, рекомендуется применение специ-

альных смазок—дисульфида молибдена или смазки на основе гексаго-

нального нитрида бора. Перед нанесением смазки резьба должна быть

обезжирена бензином.

Для шпилек, изготовленных из сталей перлитного класса, рабо-

тающих при температуре пара 500

С, начальное напряжение затяжки

из условия плотности фланцевых соединений цилиндров принимается

равным 300 МПа. Для шпилек, работающих при температуре 450

С,

начальное напряжение затяжки шпилек можно повышать до 350 МПа.

После закрытия ЦВД и ЦСД и присоединения трубопроводов

под лапы ЦВД и передние лапы ЦСД устанавливаются разгружающие

устройства (амортизаторы), рабочим элементом которых являются та-

рельчатые пружины, воспринимающие весовые нагрузки. Нагружение

устройств необходимо производить с учетом действительных массовых

нагрузок Q в статическом состоянии, изменений массовых нагрузок на

лапы цилиндров под действием реактивного момента и допустимых

остаточных нагрузок.

После установки амортизаторов величина остаточных нагрузок

Rg на лапы цилиндров должна быть не менее 50 кН и определяться

следующим образом:

для правой лапы Rg=-Рр-Rр≥50 кН:

для левой лапы Rg=Рр-Rр≥50 кН,

где Рр—нагрузка, воспринимаемая амортизатором: Rр—реакция на

опорных лапах от реактивного момента.

217

Действительные массовые нагрузки на лапы цилиндров можно

определять, посредством амортизаторов на холодной, окончательно

собранной турбине с присоединенными трубопроводами. За действи-

тельную массовую нагрузку на лапу цилиндра принимается усилие за-

тяга амортизатора, при котором начинается отрыв лап от поперечных

шпонок. Момент отрыва лап определяется щупом или по индикатору.

Определение массовых нагрузок на лапах производят попарно

(левая передняя —правая передняя, левая задняя—правая задняя). На-

грузка отрыва лап в каждой паре должна быть одинаковой. ЛМЗ разра-

ботал и внедрил конструкцию динамометрического болта (индикатор

нагружения лап—ИНЛ), позволяющего определять опорное усилие на

корпуса подшипников, создаваемое массой цилиндров, трубопроводов,

изоляции и теплокомпенсационными перемещениями трубопроводов

как в процессе сборки, так и при эксплуатации.

Принцип работы ИНЛ основан на измерении деформации упру-

гого элемента, деформирующегося при ввинчивании нажимного болта.

Деформация упругого элемента регистрируется по индикатору часово-

го типа. ИНЛ позволяет производить измерение усилий на работающей

турбине, при этом для исключения температурных погрешностей ИНЛ

устанавливается в отверстия лап на 2—3 оборота до упора и выдер-

живается в этом положении 2 —3 ч. После определения опорных уси-

лий на лапах их корректировка (при необходимости) производится пу-

тем изменения высотного положения лап установкой прокладок под

лапы цилиндров.

Наибольший предел измерений при помощи ИНЛ составляет

900 кН, наименьший—250 кН.

Измерение опорных усилий рекомендуется производить при

трех характерных режимах: полной сборки цилиндра с присоединением

трубопроводов, на холостом ходу и на номинальном режиме.

11.8. МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ

МАСЛОСИСТЕМ.

Общее масляное хозяйство паротурбинной установки состоит из

систем смазки подшипников турбины и генератора, уплотнений вала

генератора, регулирования и зашиты турбины, смазки и регулирования

питательных насосных агрегатов, систем приема, хранения и регенера-

ции масла.

При монтаже маслопроводов предъявляются высокие тре-

бования к чистоте их внутренней поверхности и к плотности фланце-

вых и сварных соединений. Все внешние маслопроводы систем смазки,

уплотнений вала генератора и регулирования изготавливаются из труб

повышенной прочности и укомплектовываются стальной арматурой. К

корпусным деталям, насосам, маслоохладителям, обратным клапанам

и т.д. присоединяется остальная арматура с плоскими фланцами. На

218

всех сливных маслопроводах устанавливаются фланцы стальные пло-

ские, с соединительным выступом, приварные, на Ру=(1-2,5)10

Па

(ГОСТ 1255-67). На всех напорных маслопроводах—фланцы типа «вы-

ступ—впадина» (ГОСТ 12831-67) или типа «шип—паз» (ГОСТ 12832-

67). Фланцы насаживаются на трубу под прямым углом, а их рабочие

поверхности подвергаются шабровке. Параллельность уплотняющих

поверхностей фланцев проверяется пластинчатым щупом, отклонение

не должно превышать 0,2—0,3 мм. Соединительные части маслопрово-

дов (тройники, переходы и др.) должны быть коваными или точеными

(Ст. 3, сталь 20, сталь 25). Не допускается применение литых тройни-

ков и переходов.

Трасса маслопроводов должна иметь достаточную самокомпен-

сацию и, как правило, не должна содержать линзовых компенсаторов.

Монтаж следует вести в строгом соответствии с требованиями чертежа.

В частности, все маслопроводы системы регулирования должны иметь

уклон в сторону бака для дренирования масла самотеком. Из маслопро-

водов, в которых это не удается сделать, предусмотрены специальные

дренажные линии с вентилями, закрытыми на период эксплуатации.

Особенно следует обращать внимание на правильную трассировку

сливных маслопроводов регулирования. Все они должны работать с

незаполненным сечением, чтобы обеспечить разрежение в сливных и

дренажных камерах узлов, создаваемое эксгаустером, подсоединенным

в верхней части бака и сливного коллектора.

Все горячие поверхности, расположенные вблизи масло-

проводов, должны тщательно изолироваться. Внешние напорные мас-

лопроводы, находящиеся вблизи горячих поверхностей, заключаются в

защитные короба, изготовляемые из листовой стали толщиной не

менее 3 мм. Нижняя часть короба должна иметь уклон для стока масла.

Предусматриваются три категории поставки маслопроводов бло-

ками.

1. Трубопроводы маслосистемы или ее части, поставляемые в

соответствии с согласованными ТУ полностью готовыми блоками

(гидроиспытаны, с очищенной и пассивированной внутренней поверх-

ностью) с заглушками в местах их соединения, относятся к I категории

поставки. На электростанции происходит только сборка и установка

блоков при контроле сохранности чистоты внутренней поверхности

(так называемый «чистый» монтаж).

2. Трубопроводы маслосистемы или ее части, поставляемые в

соответствии с согласованными ТУ законченными и гидроиспытанны-

ми блоками, но с неочищенной внутренней поверхностью, относятся ко

II категории поставки. На электростанциях должна быть выполнена

очистка и пассивация внутренней поверхности труб, при этом передел-

ка блоков запрещена.

219

3. Все или отдельные трубопроводы, поставляемые в соот-

ветствии с ТУ незаконченными блоками или отдельными деталями с

неочищенной внутренней поверхностью, относятся к III категории по-

ставки. На электростанции необходимо произвести доизготовление,

установку и сборку блоков, а также очистку и пассивацию внутренней

поверхности труб.

Технология монтажа предусматривает приведенную ниже по-

следовательность работы:

1) проверка соответствия блоков заводского изготовления чер-

тежам с контролем основных размеров и наличия всех деталей ком-

плектации блоков;

2) контроль заводских сварных стыков на выбор (5%) и

100%-ный контроль стыков, выполняемых монтажной организацией;

3) предварительная механическая очистка внутренних повер-

хностей;

4) сборка контуров маслопровода с перемычками оборудования,

не участвующего в химической очистке;

5) выполнение химической очистки и пассивация внутренних

поверхностей маслопроводов;

6) подготовка к прокачке масла, прокачка масла. До начала мон-

тажа, в зависимости от местных условий, детали трубопроводов соби-

раются в блоки, а маслопроводы, поступившие заводскими блоками,

укрупняются в монтажные.

При сборке блоков соблюдаются следующие требования:

9 габариты блоков и особенно координаты присоединительных

участков труб пространственных блоков должны быть выдержаны

относительно базовых плоскостей в строгом соответствии с черте-

жом;

9 перед установкой в блок каждая деталь механически очищается;

9 если два соединяемых фланцами блока имеют еще другие свя-

зующие их элементы, то приварка фланцев производится только по-

сле выверки по пазу требуемого взаимного положения обоих бло-

ков;

9 детали маслопроводов, не вошедшие в монтажные блоки и тре-

бующие подгонки по месту, поставляются для монтажа в полностью

подготовленном состоянии;

9 сварные соединения маслопроводов выполняются аргонно-

дуговой сваркой и без подкладных колец.

При обработке концевых труб под сварку резка труб и снятие

фасок производятся специальными труборезными станками.

Сварку монтажных стыков целесообразно выполнять ком-

бинированным способом: прихватку и приварку корня шва— аргонно-

дуговым, основную сварку—электродуговым. Установка оборудования

маслосистем—маслобаков, маслоохладителей, маслонасосов

220

и др. должна производиться как можно раньше, с тем, чтобы замерить

их фактическое положение относительно осей турбоагрегата и внести

поправки в размеры монтажных блоков или, при необходимости, по

фактическим размерам готовых блоков окончательно выверить взаим-

ное положение оборудования.

Очистка внутренних поверхностей маслопроводов должна обес-

печить чистоту и пассивацию внутренних поверхностей при удельной

загрязненности менее 25 г/м

и отсутствии коррозии, остатков воды и

реактивов внутри труб. Химическая очистка с водной отмывкой (вод-

но-химическая очистка) в обязательном порядке требует предваритель-

ной механической очистки. Механическая очистка деталей маслопро-

водов без последующей химической очистки и пассивации внутренней

поверхности труб недостаточна.

Парохимический способ очистки маслопроводов не рекомен-

дуется, так как его можно использовать, если прикидочные расчеты на

самокомпенсацию трубопроводов допускают прогрев их паром до тем-

пературы 300

С. При продувке трубопроводов паром температура пара

на выходе должна быть не ниже 280° С. Естественно, что эти условия

выдержать в процессе монтажа крайне сложно чисто технологически,

не говоря об обеспечении требуемой самокомпенсации трубопроводов.

Водно-химическая очистка трубопроводов для системы, рабо-

тающей на минеральном масле, может выполнять как для полностью

собранного маслопровода с использованием обводов, так и для, конту-

ров от инвентарной установки раствором 2—3% ортофосфорной кисло-

ты и 1—1,5% трилона Б. Допускается использование лимонной кисло-

ты и трилона Б, а также применение 10—12% раствора ортофосфорной

кислоты при использовании инвентарной установки. Очистка трубо-

проводов систем, работающих на огнестойкой жидкости, имеет свои

особенности (см. ниже).

Механическая очистка трубопроводов смазки и регулирования

поставки по 11 и 111 категории, а также изготовленных на монтаже,

должна предшествовать химической очистке. Внутренняя поверхность

труб должна быть очищена от окалины и сварочного грата (стальными

ершами, шарошками, абразивами и т.д.). После механической очистки

и продувки сжатым воздухом на внутренней поверхности труб не

должно быть рыхлой ржавчины, грата, земли, песка и т. д.

Водно-химическая очистка и пассивация трубопроводов масло-

системы выполняются в приведенной ниже последовательности:

1) водная отмывка технической водой с температурой 25—30

по контурам на сброс, т.е. по разомкнутой схеме;

2) водная отмывка обессоленной или осветленной технической

водой с температурой 65—40

С также по контурам, но по замкнутой

схеме с двух- и трехкратной заменой воды при ее загрязнении;