Коррозионный износ - труба
Cтраница 2
У котлов паровозного типа возможны следующие повреждения: общий прогиб потолка, стенок топки и подрешеточной частп в сторону огня, а также местные прогибы между связями, обрывы связей, трещины в отбортовке топочных листов параллельно загибам, трещины в смычном листе, соединяющей цилиндрическую часть с кожухом топки, а также в углах ухватного листа кожуха топки, утонение стенок топки от обгорания на уровне слоя топлива, коррозионный износ заклепок по обвязочному кольцу топки, коррозия стенок и их кромок около лючковых отверстий, на рушение резьбы под контрольные пробки, утонение п обрыв подвижных потолочных связей, продольных и поперечных тяжей, повреждения контро-форсовых листов и косынок, разъедание лапчатых связей, механический ( золовой) коррозионный износ труб, трещины между трубными отверстиями в задней и передней решетках, волосяные трещины по загибам задней решетки со стороны огня, раковины на загибах задней решетки со стороны воды. [16]
У котлов паровозного типа возможны следующие повреждения: общий прогиб потолка, стенок топки и подрешеточной части в сторону огня, а также местные прогибы между связями, обрывы связей, трещины в отбортовке топочных листов параллельно загибам, трещины в смычном листе, соединяющей цилиндрическую часть с кожухом топки, а также в углах ухватного листа кожуха топки, утонение стенок топки от обгорания на уровне слоя топлива, коррозионный износ заклепок по обвязочному кольцу топки, коррозия стенок и их кромок около лючковых отверстий, на рушение резьбы под контрольные пробки, утонение и обрыв подвижных потолочных связей, продольных и поперечных тяжей, повреждения контро-форсовых листов и косынок, разъедание лапчатых связей, механический ( золовой) коррозионный износ труб, трещины между трубными отверстиями в задней и передней решетках, волосяные трещины по загибам задней решетки со стороны огня, раковины на загибах задней решетки со стороны в оды. [17]
У котлов паровозного типа возможны следующие повреждения; общий прогиб потолка, стенок топки и подрешеточной части в сторону огня, местные прогибы между связями, обрывы связей, трещины в отбортовке топочных листов параллельно загибам, трещины в смычном листе, соединяющем цилиндрическую часть с кожухом топки, а также в углах ухватного листа кожуха топки, трещины между трубными отверстиями в задней и передней решетках, волосяные трещины по загибам задней решетки со стороны огня, утонение стенок топки от обгорания на уровне слоя топлива, коррозионный износ заклелок по обвязочному кольцу топки, коррозия стенок и их кромок около лючковых отверстий, нарушение резьбы под контрольные пробки, утонение и обрыв подвижных потолочных связей, продольных и поперечных тяжей, повреждения контрофорсовых листов и косынок, разъедание лапчатых связей, механический ( золовой) коррозионный износ труб, раковины на загибах задней решетки со-стороны воды. [18]
 |
Кожухотрубный теплообменник жесткой конструкции. [19] |
При этом нарушаются плотность соединений в местах развальцовки или сварных швов. Наиболее опасен коррозионный износ труб в конденсаторе-теплообменнике с линзовым компенсатором на корпусе, так как в данном случае осевые усилия от давления на трубные решетки и от некомпенсированной нагрузки на крышки распределительных коробок почти полностью воспринимаются трубами. [20]
 |
Глубина коррозиии и усталостных трещин на хромированных и нехромированных трубах из стали 12ХШФ в мазутных котлах. [21] |
Трещины имеют клинообразную форму и транскристаллитный характер развития. Следовательно, к глубине коррозионного износа труб НРЧ добавляется еще глубина повреждения из-за существования усталостных трещин в поверхностном слое трубы. Сетка усталостных трещин на наружной поверхности хромированных труб отсутствует. [22]
Во втором разделе проанализированы существующие способы обеспечения безотказной работы трубопроводов. Анализ показал, что функционирование промысловых трубопроводов при соблюдении заданных режимов эксплуатации обеспечивается в основном мероприятиями, направленными на снижение коррозионного износа труб и поддержание их надежности на требуемом уровне. [23]
Для сталей с более высокой прочностью и высоких начальных напряжений разница значений t и t0 должна быть еще более значительней. Кривая 3 построена в соответствии со следующими данными: А - 0 42 МПа / год и В-127 МПа. Как видно, при этом напряжение в стенках труб снижается. Это свидетельствует о том, что в данном случае отпадает необходимость назначения запаса на коррозионный износ труб. [24]
На рис. 2.19 представлены графики, иллюстрирующие динамику окружных напряжений, отнесенных к пределу текучести ат в процессе эксплуатации трубопровода ( Д 168мм, So 14мм) из стали 20 при разных темпах снижения давления коррозионной среды. Пунктирная прямая 1 на этом рисунке отвечает предположению о постоянстве коррозионного проникновения v0 во времени, принятой 0 25 мм / год. Для сталей с более высокой прочностью и начальных напряжений разница значений I и t0 должна быть еще более значительной. В этом случае напряжение в стенках труб снижается, поэтому отпадает необходимость назначения запаса на коррозионный износ труб. [25]
На рис. 2.19 представлены графики, иллюстрирующие динамику окружных напряжений, отнесенных к пределу текучести ат в процессе эксплуатации трубопровода ( Д 168 мм, 80 14 мм) из стали 20 при разных темпах снижения давления коррозионной среды. Пунктирная прямая 1 на этом рисунке отвечает предположению о постоянстве коррозионного проникновения v0 во времени, принятой 0 25 мм / год. Для сталей с более высокой прочностью и начальных напряжений разница значений t и to должна быть еще более значительной. В этом случае напряжение в стенках труб снижается, поэтому отпадает необходимость назначения запаса на коррозионный износ труб. [26]
При обследовании одного из таких парогенераторов на Новочеркасской ГРЭС, проведенном ВТИ и Ростовэнерго, была обнаружена интенсивная коррозия боковых экранов нижней радиационной части Парогенератор работал около 8000 ч на АШ с растопкой на мазуте и с подсветкой мазутом. Коррозия обнаружена на обоих корпусах. Зона максимальной коррозии располагается на оси горелок и охватывает среднюю часть экрана шириной 5 2 м; пятно коррозии по высоте простирается па 2 м выше и ниже оси горелок. Коррозионное утонение доходило до 3 7 мм при первоначальной толщине сген-ки 6 мм и простиралось на 0 20 - 0 25 окружности трубы с небольшим смещением от лобовой образующей в сторону ядра факела, образуя уплощение. С тыльной и боковой сторон коррозионный износ трубы незначительный. [27]
При обследовании одного из котлов Новочеркасской ГРЭС, проведенном ВТИ и Ростовэнерго, обнаружена интенсивная коррозия боковых экранов нижней радиационной части. Зона максимальной коррозии располагается на оси горелок и охватывает среднюю часть экрана шириной 5 2 м; по высоте пятно коррозии простирается на 2 м выше и ниже оси горелок. Коррозионное утонение доходило до 3 7 мм при первоначальной толщине стенки 6 мм и простиралось на 0 20 - 0 25 окружности трубы с небольшим смещением от лобовой образующей в сторону ядра факела и образованием уплощения. С тыльной и боковой стороны коррозионный износ трубы незначительный. [28]
Страницы: 1 2