Промывка турбин

Рис. 14-8. Данные химического контроля процесса промывки турбины К-300-240 ЛМЗ на ходу при дозировании пиперидина, а — по меди б — по кремнекислоте в — по железу 1 — перед ЦВД 2 — после ЦНД.

Рис. 9.4. Схема графика промывки турбины

Рис. 9.5. Схема химической промывки турбины К-300-240

Клейменов Н. Г. Исследование режима расхолаживания и промывки турбины К-200- 1130 влажным паром под нагрузкой.— Теплоэнергетика , 1968, № 2, с. 318- 46. [c.169]

Расход воды на промывку турбинного масла в сепаратор , куда подается также и горячая вода, составляет 20% от веса масла. При содержании воды в масле свыше 0,05% промывку следует приостановить и отрегулировать работу сепаратора. [c.74]

Показателем окончания промывки турбины является резкое снижение щелочности конденсата. [c.235]

Впрыскивающего устройства для понижения температуры пара перед турбинами на электростанции нет. В начальный период работы электростанции промывка турбин производилась паром пониженной температуры одного из котлов. Этот пар получали путем постепенного понижения его температуры на выходе из котла уменьшением подачи топлива и увеличением впрыска. Понижать температуру пара плавно, как это необходимо при промывках турбин, не всегда удавалось. При таких промывках турбин температура пара на выходе из котла понижалась почти до температуры насыщения, вследствие чего резко повышалось солесодержание пара, подаваемого в промываемую турбину. [c.211]

В последующем промывку турбин на электростанции стали производить паром пониженного давления, смешивая дросселируемый перегретый пар котлов из общей паровой магистрали с насыщенным наром из аккумуляторного бака. Перед подлежащей промывке турбиной снижали задвижкой давление поступающего из котлов пара до давления пара в аккумуляторе. Затем к нему добавляли насыщенный пар аккумулятора, плавно понижая температуру пара перед турбиной путем постепенного увеличения подачи пара от аккумулятора и соответствующего уменьшения подачи пара от котлов. По окончании промывки турбины повышали температуру пара, поступающего в турбину, путем увеличения подачи пара от котлов и одновременного уменьшения подачи пара от аккумулятора. При промывке турбин таким способом имеется возможность плавно изменять температуру пара перед турбиной, не опасаясь внезапного изменения температуры, расхода и подачи из котла грязного нара. Зарядка аккумулятора производилась паром из котлов. [c.211]

По составу и трудности удаления нри промывке турбин отложения принято делить на растворимые и нерастворимые. [c.282]

Промывка влажным паром осуществляется при пониженном давлении и сниженной нагрузке (30—40 % для турбин активного типа). Через специальное увлажнительное устройство в паропровод перед турбиной впрыскивается вода, с помощью которой температура пара для турбин среднего давления постепенно снижается до температуры насыщения, при этом в турбине, работающей с пониженной нагрузкой, образуется влажный пар. Капли влаги, соприкасаясь с загрязненной поверхностью, растворяют легкорастворимые компоненты отложений. На рис. 9.4 схематично показано, как изменяются в процессе промывки турбины параметры пара перед турбиной, количество впрыскиваемой воды и солесодержание конденсата. Промывку турбины ведут до тех пор, пока солесодержание конденсата не сравняется с солесодержанием пара, поступающего в турбину. Выравнивание этих концентраций указывает на прекращение вымывания солевых отложений. Продолжительность промывки турбины зависит от степени ее загрязненности. Чем больше отложений в турбине, тем больше времени требуется на промывку. Чаще всего оно укладывается в интервале 6—12 ч. [c.220]

Начало отложения солей в турбине определяют по росту давления в контрольной камере за первой ступенью турбины. При достижении предельной величины турбины останавливают для выяснения причин засоления и промывки. Промывку турбины ведут по специальной схеме горячим конденсатом при прокрутке турбины валоповоротным механизмом. Температура конденсата 80—90 С. [c.124]

Во время промывки турбины ведут анализ солесодержания воды на выходе из турбины. Одновременно с промывкой турбины обычно проводят и пропарку парогенератора влажным паром. Промывку турбины заканчивают после контрольной проверки режима ее работы при номинальной загрузке. [c.124]

На основании опыта промывки турбинных масел можно считать, что расход воды для этой цели составляет 20% от веса масла. [c.94]

Основным методом удаления отложений из проточной части турбин является промывка турбин влажным па ром под нагрузкой. Все операции по промывке турбин проводятся персоналом, обслуживающим турбину. На-блюдение за ходом промывки турбин ведет персонал химической лаборатории. [c.220]

Смывание солей с лопаток притичний части турбины контролируют обычно по щелочности конденсата либо с помощью солемера. Пробы конденсата или пара для анализа отбирают через каждые 5 мин. Пробу конденсата на щелочность у конденсационной турбины отбирают из напорного трубопровода у конденсат-ного насоса. Контроль за промывкой турбины с противодавлением ведут по показаниям солемера, присоединенного к паропроводу отработавшего пара у турбины. Кроме того, для анализа на ще- [c.234]

Процесс щелочной промывки турбины контролируется по изменению в турбинном конденсате кремнесодержания. По окончании щелочной промывки делают двухчасовую промывку паром, увлажняемым чистым конденсатом или питательной водой. Так как котлы высокого давления не могут питаться сильно загрязненным конденсатом, приходится весь или часть конденсата, получаемого в период промывки турбин, удалять из основного цикла станции. Для восполнения увеличивающихся потерь необходимо иметь достаточно большие баки с запасом чистого конденсата или обессоленной воды. Удаляемый из основного цикла загрязненный конденсат целесообразно использовать при подготовке добавочной воды, для чего должна быть предусмотрена его подача на основную водоочистку. [c.221]

При промывке турбины СКП под нагрузкой мощность агрегата снижают до 10—20 /о, в ЦВД направляют влажный пар со степенью сухости 0,95—0,97, температурой 235—260 °С и подают в него раствор трилона Б с концентрацией 3,5—5 г/кг в непосредственной близости от турбины. Схема ввода моющего реагента перед сопловыми сегментами ЦВД турбины К-300-240 показана на рис. 9.5. Там же показаны точки отбора проб для химического контроля процесса промывки, который ведут по содержанию железа, меди и кремниевой кислоты. После окончания химической промывки, которая продолжается 5—6 ч, в течение 1 ч проводят промывку турбины влажным паром. Об эффективности промывки турбины под нагрузкой судят по увеличению предельной мощности турбины и повышению внутреннего относительного КПД. [c.222]

Промывки турбины под нагрузкой относятся к числу сложных и ответственных операций, осуществляемых на ТЭС. Они разработаны ОРГРЭС [9.3—9.6] и проводятся по специальным технологическим схемам, которые различны для разных типов турбинных установок. Специфические особенности в эти схемы вносят не только начальные параметры, но и тип котлов (барабанные, прямоточные), тепловая схема (блочная или секционированная), вторичный перегрев пара и др. Рациональная периодичность промывки турбин устанавливается на основе технико-экономических расчетов, в которых учитывается, с одной стороны, ущерб, связанный с нарастающим во времени снижением экономичности в связи с образование.м отложений, а с другой стороны, расходы, связанные с проведением промывки. [c.222]

При промывке турбин на ходу условия организации химического контроля не меняются ни в отношении точек отбора проб, ни в отношении объема их исследования. [c.281]

Интенсивность процесса отложения в проточной части турбины, фиксируемая по изменению давления в регулирующей ступени, прн гидразинном коррекционном режиме снижается по сравнению с аммиачно-гидразинной обработкой. Так, если при аммиачно-гидразинной обработке на блоке Новочеркасокой ГРЭС в течение года проводились две — три промывки проточной части турбины влажным паром, то при гидразинной обработке в течение 1,5 лет промывки турбины яе проводились, а занос ЦВД турбины составил 0,4%. [c.135]

Совмещенная промывка турбины К-0ОО-24О ХТГЗ влажным паром и водным раствором реагентов под нагрузкой, — Те-ллоэнергетика , 1973, № И, с. 54—69. Авт, [c.169]

Специально проводимыми водными промыйками котлов удаляли значительно меньше солей, чем за тот же промежуток времени вымывалось нри промывках турбин. Это создавало впечатление, что в котлах отлагается значительно меньше солей, чем в турбинах. В период питания электростанции водой с высоким солесодержанием требовались частые промывки котлов. Для сокращения продолжительности промывок, помимо водных, стали производить промывки котлов влажным паром (паро-во-дяные промывки). Подобные промывки котлов производили на данной станции следующим образом. [c.209]

Для турбин, имеющих водоневымываемые кремнекислые отложения, находит применение метод промывки влажным паром с добавлением едкого натра. При промывке турбин высокого давления подача воды на впрыск обычно рассчитывается таким образом, чтобы пар на входе в турбину имел влажность около 2 %. Щелочь вводится во впрыскиваемую воду Б виде 7—10 %-ного раствора. Капли щелочного раствора, соприкасаясь в турбине с отложениями, содержащими свободную кремнекислоту, растворяют ее. Частицы окислов железа, нерастворимые в щелочном растворе, в случае их присутствия в кремнекислых отложениях по мере растворения смываются механически. [c.221]

Во время этих испытаний смонтировано оборудование для промывки турбинных лопаток водой в конце каждого 100-часового периода. Промывка продолжается около 2 час. и не требует демонтажа турбины. Таким путем удавалось почти полностью удалить все отложения на протяжении 1000 час. всего лснытания никакой дополнительной очистки не потребовалось. Максимальное потребление газа для работы турбины в начале десятого периода было всего на 3% меньше, чем в начале первого периода испытаний устойчивая работа турбины достигалась после около 200 час. испытания. [c.388]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология