Cтраница 3
Во избежание наружной коррозии или размыва изоляции трубопроводы прокладывают в местах, где не может быть течи на них воды, или их защищают в случае необходимости металлической обшивкой или иным способом. [31]
Путь подавления наружной коррозии ограничением предельно допустимой температуры металла труб до 520 - 530 С является наиболее перспективным. [32]
Лабораторные исследования наружной коррозии пароперегревателей пылеугольных котлов, Экспресс-информация. [33]
С проблемой наружной коррозии экранов часто приходится сталкиваться при сжигании антрацитового штыба - АШ. Из-за низкой реакционной способности этого топлива происходит затягивание процесса его воспламенения и горения. Имеет место наброс факела на экраны топочной камеры. В пристенной области образуется восстановительная атмосфера. Положение усугубляется при неравномерной подаче пыли по горелкам и повышенных присосах воздуха в топку, когда через горелки воздуха вынужденно подается меньше, чем необходимо для полного сгорания топлива. [34]
С проблемой наружной коррозии экранов особенно часто приходится сталкиваться при сжигании антрацитового штыба - АШ. Вследствие низкой реакционной способности этого топлива происходит затягивание процесса его воспламенения и горения. Часто имеет место на-брос факела на экраны топочной камеры. В пристенной области образуется восстановительная атмосфера. [35]
Борьба с наружной коррозией экранных труб ведется путем наладки режима горения топлива. Стремятся обеспечить наличие свободного кислорода у стен топочной камеры. При сжигании сернистого мазута рекомен - дуется подавать его в топку с помощью форсунок механического ( а не парового) распыливания; тогда уменьшается количество вводимого в топку водорода и сероводород может образовываться в гораздо меньшем количестве. [36]
Западной Сибири занимает наружная коррозия, на долю которой приходится большой процент аварий. Относительно нефтепроводов это обусловлено тем, что многие из них были изолированы битумом, срок защиты которого составляет 12 - 15 лет, часть труб, изолировалась изоляционной лентой, срок защиты которой - 20 лет. В результате на всех нефтепроводах, построенных раньше 1980 года ( их 85 %) требуется заменить изоляцию. Что касается магистральных газопроводов, то рост темпов их из сооруженных с середины 60 - х годов привел к тому, что пленочные покрытия из-за простоты технологии нанесения и низкой трудоемкости стали основными на строительстве. [37]
В большинстве случаев наружная коррозия имеет локальный характер и сосредоточивается на участках труб длиной 1 - 1 5 м, охватывая не более 25 - 35 % периметра трубы, главным образом в нижней части. В проходных каналах и камерах коррозия верхней части труб происходит в результате интенсивной капели с перекрытия, а нижней части - при подтоплении и заносе грунтом. Удельная повреждаемость уменьшается с увеличением толщины стенок труб. Увеличивается также число повреждений трубопроводов у неподвижных опор. Высокая удельная повреждаемость подземных теплопроводов возникает главным образом из-за плохого качества применяемых антикоррозионных покрытий наружной поверхности. [38]
Несколько иначе протекала наружная коррозия экранных труб у котлов ТП-240-1, работающих на подмосковном буром угле. У этих котлов не было зажигательного пояса и трубы более всего разрушались в верхней части холодной воронки. [39]
Активная защита от наружной коррозии для трубопроводов не предусмотрена. Применяется полимерно-ленточная или битумно-мастичная изоляция. Специальной защиты трубопроводов от внутренней коррозии не существует. Защита трубопроводов от внутренней коррозии на месторождении Димитровская предполагается частью раствора ингибитора коррозии, выносимого из скважин после их обработки. Однако, эффективность такой защиты для трубопроводов низкая. [40]
Активная защита от наружной коррозии для трубопроводов не предусмотрена. Применяется полимерно-ленточная или битумно-мастичная изоляция. Специальной зашиты трубопроводов от внутренней коррозии не существует. Защита трубопроводов от внутренней коррозии на месторождении Димитровская предполагается частью раствора ингибитора коррозии, выносимого из скважин после их обработки. Однако эффективность такой защиты для трубопроводов низкая. [41]
Активная защита от наружной коррозии для трубопроводов не предусмотрена. Применяется полимерно-ленточная или битумно-мастичная изоляция. Специальной защиты трубопроводов от внутренней коррозии не существует. Защита трубопроводов от внутренней коррозии на месторождении Димитровская предполагается частью раствора ингибитора коррозии, выносимого из скважин после их обработки. Однако эффективность такой защиты для трубопроводов низкая. [42]
Порывы по причине наружной коррозии происходят в местах нарушения изоляции. [43]
Порывы по причине наружной коррозии происходят в местах нарушения изоляции. [44]
Активная защита от наружной коррозии для трубопроводов не предусмотрена. Применяется полимерно-ленточная или битумно-мастичная изоляция. Специальной защиты трубопроводов от внутренней коррозии не существует. Защита трубопроводов от внутренней коррозии на месторождении Димитров-ская предполагается частью раствора ингибитора коррозии, выносимого из скважин после их обработки. Однако, эффективность такой защиты для трубопроводов низкая. [45]