CC BY
58УДК 620.179
И.И. Крюков1, e-mail: kryukov8@mail.ru; А.И. Рыбников1, Н.В. Можайская1, С.А. Леонтьев2, Б.С. Мочалов1, П.А. Андреев1, А.В. Мошников1
1 ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (Санкт-Петербург, Россия).
2 Филиал ОАО «Силовые машины» - ЛМЗ в Санкт-Петербурге (Санкт-Петербург, Россия).
Обследование крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов
Статья посвящена диагностированию и исследованию несоответствия прочностных свойств и причин разрушения крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов - болтов, гаек, шпилек. В ней рассматриваются особые случаи диагностики крепежных деталей газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10-4 и ГТН-16, сконструированных и изготовленных соответственно на Невском машиностроительном заводе (НЗЛ) и Уральском турбомоторном заводе (УТМЗ).
В процессе проведения диагностического мониторинга агрегатов ГТК-10-4 в условиях компрессорных станций оценка изменений механических свойств материалов крепежных деталей производится по результатам контроля твердости. При этом встречались исключительные случаи, когда значения твердости крепежных шпилек на корпусах турбин отличались на 40-50% и более как с превышением, так и с понижением.
В статье показана необходимость проведения мониторинга прочностных свойств, в том числе путем контроля твердости крепежных болтов и шпилек на роторах и корпусах, а также эффективность проведения исследований механических и структурных свойств и восстановительной термообработки крепежных шпилек с ненормативной твердостью.
При диагностике разрушенных стяжных болтов агрегата ГТН-16 выяснено, что участки поверхности болтов, открытые для взаимодействия со средой, имеют на поверхности оксидный слой до 32 мкм. Эти данные свидетельствуют о том, что в процессе эксплуатации произошел перегрев металла до температуры, превышающей температуру точки Ас1, равную 760 °С для стали ЭИ10. Хотя перегрев был недлительным, дальнейшая эксплуатация вызвала разрушение металла болтов. Трещины зарождались в поверхностных слоях, имеющих высокую твердость и пониженную пластичность.
Показано, что для исключения разрушения стяжных болтов необходимо исключить причины, вызывающие перегрев ротора и соединяющих болтов, и принять меры, исключающие несоосность отверстий и резьбы под болты в роторе.
Ключевые слова: газоперекачивающие агрегаты, крепежные детали, диагностика, контроль твердости, механические испытания, микроструктура металла, перегрев, несоосность отверстий, восстановительная термообработка.
I.I. Kryukov1, e-mail: kryukov8@mail.ru; A.I. Rybnikov1, N.V. Mozhayskaya1, S.A. Leontyev2, B.S. Mochalov1, P.A. Andreyev1, A.V. Moshnikov1
1 I.I. Polzunov Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment JSC (St. Petersburg, Russia).
2 Branch of Power Machines OJSC - LMZ in St. Petersburg (St. Petersburg, Russia).
Inspection of gas-pumping unit equipment fasteners
The article covers diagnosis and study of non-compliance in strength properties and rupture sources of gas-pumping unit equipment fasteners: bolts, nuts, studs. Special cases of rTK-10-4 and TTH-16 types gas-pumping units fasteners diagnosis, designed and manufactured at Nevsky Zavod (NZL) and Ural Turbine Works (UTMZ), respectively, are considered in this article.
Assessment of changes in fastener material mechanical properties is performed following hardness control results within diagnostic monitoring of rTK-10-4 units under conditions of compressor stations. Besides, there are exceptional cases, when hardness values of fixing studs on turbine casings differ by 40-50 % and more both with excess and reduction. The article shows the necessity of strength property monitoring, including hardness control of fixing bolts and studs on rotors and casings, and also efficiency of analysing mechanical and structural properties and recovery heat treatment of fixing studs with non-normative hardness.
When diagnosing destroyed clamping bolts of rTH-16 unit, it was determined that bolt surface areas opened for interaction with the environment have an oxide layer up to 32 ^m on the surface. These data indicate that metal overheating up to the temperature exceeding the temperature of Ac1 point equal to 760 °C for ЭM10 steel occurred during operation. Though overheating was not long-term, further operation caused bolt metal fracture. Cracks were formed in surface layers with high hardness and decreased plasticity.
It is shown that it is necessary to exclude the causes of rotor and fastening bolts overheating and to take measures excluding misalignment of holes and thread for bolts in the rotor in order to exclude clamping bolt fracture.
Keywords: gas-pumping units, fasteners, diagnosis, hardness control, mechanical tests, metal microstructure, overheating, hole misalignment, recovery heat treatment.
В ПАО «ГАЗПРОМ» на компрессорных станциях в качестве газоперекачивающих агрегатов используются различные типы ГТУ: ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-10-4, ГТН-25, ГТК-10И, ГТК-25И и др. Они предназначены для сжатия природного газа,транспортируемого по магистральным газопроводам, и состоят из газотурбинной установки (ГТУ) и нагнетателя природного газа [1-2]. В процессе проведения работ по технической диагностике газоперекачивающих агрегатов ГТН-16 УТМЗ и ГТК-10-4 НЗЛ в соответствии с требованиями промышленной безопасности на компрессорных станциях магистральных газопроводов следует уделять особое внимание узлам и деталям, работающим в условиях высоких температур и переменных напряжений [1]. Настоящая работа посвящена диагностированию и исследованию несоответствия прочностных свойств и причин разрушения крепежных деталей обо-
рудования газоперекачивающих агрегатов - болтов, гаек, шпилек, материал которых для обеспечения работоспособности должен иметь [1-5]:
• релаксационную стойкость (для сохранения необходимого натяга в соединении);
• структурную стабильность во время эксплуатации (исключающую как разупрочнение материала, так и упрочнение, которое сопровождается уменьшением объема, способным в ряде случаев вызывать значительное увеличение натяга);
• длительную прочность (для обеспечения необходимого запаса прочности);
• нечувствительность к надрезу и высокую длительную пластичность, предупреждающие разрушение по резьбе; способность противостоять повторным нагрузкам (при повторных подтягах);
• сопротивление вибрационным нагрузкам.
ОБСЛЕДОВАНИЕ КРЕПЕЖНЫХ ШПИЛЕК АГРЕГАТА ГТК-10-4
Корпус турбины ГТК-10-4 состоит из четырех частей, соединенных вертикальными фланцами: передняя часть (корпус турбины), выходной диффузор и два выхлопных патрубка (левый и правый) (рис. 1). На схеме также указана нумерация крепежных шпилек. Между собой нижняя и верхняя (крышка) части корпуса турбины соединяются крепежными шпильками М36 с болтами. В процессе проведения диагностического мониторинга оценка изменений механических свойств материалов крепежных деталей производится по результатам контроля твердости. Контроль твердости в условиях компрессорных станций рекомендуется производить переносным динамическим прибором типа 54-359М с погрешностью измерений ±5%. Было обследовано на компрессорных станциях ОАО «Газпром» более 200 агрегатов типа ГТК-10-4.
Рис. 1. Крепежные шпильки на корпусе турбины (с нумерацией) Fig. 1. Fixing studs on turbine casing (with numbering)
Ссылка для цитирования (for references):
Крюков И.И., Рыбников А.И., Можайская Н.В., Леонтьев С.А., Мочалов Б.С., Андреев П.А., Мошников А.В. Обследование крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 64-70.
Kryukov I.I., Rybnikov A.I., Mozhayskaya N.V., Leontyev S.A., Mochalov B.S., Andreyev P.A., Moshnikov A.V. Inspection of gas-pumping unit equipment fasteners (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 64-70.
Рис. 2. Внешний вид ротора агрегата ГТН-16 с разрушенными стяжными болтами Fig. 2. Appearance of ГТН-16 unit rotor with destroyed clamping bolts
При этом на горизонтальном разъеме в зоне ТВД проводился 100%-ный контроль твердости шпилек и сравнение измеренных значений со значениями, регламентированными техническими условиями.
В большинстве случаев измеренные значения твердости шпилек с учетом погрешности измерения соответствуют нормативным требованиям на металл или отличаются в ту или иную сторону не более чем на 10%. Замене подлежали единичные шпильки с пониженной или повышенной твердостью. Однако встречались исключительные случаи, когда значения твердости крепежных шпилек на корпусах турбин отличались на 40-50% и более как с превышением, так и с понижением. Более подробно такие случаи были рассмотрены в статье [5], где шпильки исследовали металлографическими и разрушающими методами в лабораторных условиях - с проведением на ряде образцов проверочной термической обработки.
Случай № 1. В процессе мониторинга по горизонтальному разъему корпуса турбины при проведении измерений
твердости шпилек 23 шпильки из 48 имели высокую твердость 350-420 НВ вместо нормативной 241-277 НВ. Химический анализ металла шпилек показал, что химсостав соответствует рекомендуемой стали перлитного класса 25Х2М1Ф (ЭИ723) в соответствии с ТУ 14-1-5037-91.
В процессе комплексных исследований установили, что эти шпильки с высокой твердостью после изготовления прошли закалку и поэтому обладают завышенной механической прочностью. Однако, несмотря на повышенную прочность, благодаря допустимой пластичности и ударной вязкости указанные шпильки могут быть использованы на корпусе турбины - без проведения восстановительной термической обработки [5]. Случай № 2. Из 48 шпилек на корпусе турбины 44 (т.е. 95%) имели низкую твердость 150-190 НВ вместо нормативной 241-277 НВ. Химсостав шпилек соответствовал рекомендуемой стали 20Х1МФ1ТР (ЭП182). Исследование микроструктуры и механические испытания металла шпилек позволили установить, что шпильки с пониженной твердостью после изготов-
ления вообще не подвергались термической обработке [5]. Уровень свойств металла исследованных шпилек заметно ниже уровня свойств, требуемых по ТУ. Не прошедшие термообработку шпильки непригодны к эксплуатации. Исследованиями было показано, что для использования этих шпилек с низкой твердостью необходимо проведение штатной термообработки. Случай № 3.Значение твердости части шпилек корпуса турбины выше нормативного значения на 40-50%. Отобранные для исследования шпильки № 16Л и 20Л имели повышенную твердость -соответственно 440НВ и 435НВ, которая превышает верхний предел нормативной твердости для рекомендованной стали 25Х1МФА (ЭП182) или 25Х2М1ФА (ЭИ10) КП70 (241-277НВ) в 1,6 раза. Химический анализ с помощью спектрального метода показал, что эти шпильки изготовлены не из теплоустойчивой стали перлитного класса 25Х1МФА или 25Х2М1ФА, а из коррозионно-стойкой жаропрочной стали мартенситного класса 20Х13. Исследования показали, что эти шпильки на корпусе турбины обладают высокой твердостью и прочностью, но низкими пластическими свойствами и ударной вязкостью и в таком виде непригодны и поэтому их необходимо заменить на рекомендуемые по ТУ шпильки из стали 25Х1МФА или 25Х2М-1ФА (КП70).
Было показано, что для возможного использования заменяемых шпилек из стали 20Х13 их необходимо термо-обработать (отпуск при температуре 670 0С, 3 часа, охлаждение на воздухе)
Рис. 3. Вид стяжного болта в зоне разрушения и его микроструктура после травления Fig. 3. View of a clamping bolt in the fracture area and its microstructure after etching
Таблица 1. Характер изменения толщины поверхностных слоев (1, мкм) и их микротвердости (Н0) по длине разрушенного болта Table 1. Nature of thickness change in surface layers (1, |jm) and their microhardness (Н0) along the destroyed bolt length
Слой (рис. 4) Layer (Fig. 4) Сечения болта Bolt sections
У излома At break Середина длины Length centre У головки At head Головка Head
l, мкм l, Mm Н0 l, мкм l, Mm Н0 l, мкм l, Mm Н0 l, мкм l, Mm Н0
1 (оксид) 1 (oxide) 15 не изм. not changed 8 не изм. not changed 23 не изм. not changed 32 не изм. not changed
2 55 700 - - 60 604 25 700
3 90 550 - - 185 510 100 480
4 680 340 500 360 545 340 710 360
5 (предраз.) 5 (primary fracture) 280 154 250 148 350 168 - -
6 210 210 190 200
2 закал. 2 hardened 825 - 500 - 790 - -
в соответствии с ОСТ 108.020.03-82 для восстановления штатной прочности и пластичности [5].
ОБСЛЕДОВАНИЕ СТЯЖНЫХ БОЛТОВ АГРЕГАТА ГТН-16
В процессе обследования ротора агрегата ГТН-16 УТМЗ установлено, что стяжные болты М30, соединяющие ротор компрессора с ротором турбины, оборваны по гладкой части рядом с резьбой и могли привести при дальнейшей эксплуатации к аварии агрегата. Были исследованы два болта М30: разрушенный и целый с гайкой, длительность эксплуатации которых составляла 38 291 ч с начала эксплуатации. Всего разрушенных болтов - 17, неразрушенных - три, которые расположены под углом е120°. На момент обследования ротор удерживался лишь тремя стяжными болтами. Внешний вид ротора с разрушенными болтами приведен на рисунке 2. Ротор и болты для его стяжки находятся в холодной части установки. Химический состав металла болтов и гайки, определенный спектральным методом, показал, что по химическому составу металл болтов соответствует составу стали марки ЭИ10 (25Х1МФ); металл гайки - составу стали марки 35ХМ. Анализ состояния поверхности болтов, проведенный как визуально, так и с помощью лупы при увеличении до 7 крат, свидетельствует о контакте гладкой части болтов с поверхностью отверстий,
причем у разрушенного болта размеры и интенсивность потертости значительно выше, чем у неразрушенного. Цвет поверхности предоставленных для исследования болтов, поверхности ротора со стороны компрессора, а также изломов (рис. 2-3) свидетельствует, что в процессе эксплуатации болты подвергались воздействию весьма высоких температур.
Микроструктура металла стяжного болта исследовалась методом цифровой металлографии - в сечении под изломом (сужение перед резьбой), в среднем сечении, сечении под головкой и в сечении головки болта. Без травления в металле болта видны мелкие равномерно распределенные карбиды,количество неметаллических включений незначительно. После трав-
— шш
Щ
- pPf
у» У *т Ш1111111 иннд ШШ.
Рис. 4. Микроструктуры поверхностного слоя металла разрушенного болта Fig. 4. Destroyed bolt metal surface layer microstructure
Таблица 2. Механические свойства металла болтов, температура испытаний 20 °С Table 2. Bolt metal mechanical properties, test temperature 20 °С
Болт Bolt о02, МПа <V Mpa Ов, МПа a], MPa б, % б, % KCU кгсм/см2 KCU kgcm/cm2
Разрушенный Destroyed 686 783 18,3 74,5 18,8
691 802 19,3 79,8 17,0
Неразрушенный Not destroyed 714 810 20,0 77,5 -
711 821 20,0 77,6 -
Рис. 5. Трещины в поверхностной зоне стяжного болта в зоне разрушения Fig. 5. Clamping bolt surface area cracks in the fracture area
Начало разрушения
Рис. 6. Излом разрушенного болта Fig. 6. Destroyed bolt break
ления металла болта была выявлена волокнистая структура (рис. 3), которая сформировалась после деформации металла, сохранившего после термической обработки дендритную ликвацию. В металле, имеющем подобную структуру, чередуются волокна с большей или меньшей степенью ликвации растворимых в стали элементов (Р, Мп, Si, N1, Сг, Мо и др.). Подобная микроструктура является неблагоприятной, приводящей к анизотропии механических свойств. Микроструктура металла центральной зоны болта во всех сечениях однотипна и соответствует микроструктуре стали перлитного класса марки 25Х1МФ после высокого отпуска и представляет собой сорбит, ориентированный по мартенситу, микротвердость металла - 190-210 Н0. Как известно, болты работают в условиях релаксации напряжений, и для разрушения в этих условиях материал должен обладать весьма низким уровнем пластичности [1, 6]. Сталь 25Х1МФ широко используется для изготовления крепежа, работающего при температурах до 500 0С [1, 7]. Анализ полученных данных по состоянию микроструктуры металла поверхностного слоя болтов показал, что их структура и твердость соответствуют закаленному состоянию металла данной марки стали. Толщина поверхностных слоев и значения их микротвердости изменяются по длине болта (табл. 1 и рис. 4). Участки поверхности болта, открытые для взаимодействия со средой, имеют на поверхности оксидный слой до 32 мкм [6]. Эти данные свидетельствуют о том, что в процессе эксплуатации произошел перегрев металла до температуры, превышающей температуру точки Ас1, равную 760 0С для стали ЭИ10. Перегрев был недлительным, после него последовало охлаждение - останов машины. Дальнейшая эксплуатация вызвала разрушения металла болтов. Трещины зарождались в поверхностных слоях, имеющих высокую твердость и пониженную пластичность. В сечении, максимально приближенном к излому, выявлены радиально расположенные трещины длиной до 500 мкм и выкрашивание металла на глубину до 300 мкм (рис. 5). Трещины и участки
DIAGNOSIS
Таблица 3. Результаты испытаний металла разрушенного болта из стали ЭИ10 на длительную прочность при температуре 550 °С и напряжении 392 МПа
Table 3. Test results of destroyed bolt metal made of ЭИ10 steel for long-term strength at temperature 550 °С and stress 392 MPa
Клеймо Stamp Тип образца Sample type т, ч i h ô, % 1|), %
1 Д ■^KVM D V cum 2,00 21,7 81,2
2 2,75 21,9 81,0
выкрашивания расположены в темном слое с высокой микротвердостью. Микроструктура металла неразрушенного болта аналогична структуре металла разрушенного болта. После травления выявлена такая же полосчатость, вызванная дендритной ликвацией. Отличие наблюдается лишь для слоя с пониженной микротвердостью, в микростуктуре которого выявлены участки с предразрушением по границам зерен, - он тоньше, и снижение микротвердости в нем меньше. Результаты испытания механических свойств металла болтов при комнатной температуре приведены в таблице 2. Из таблицы 2 видно, что срединные слои металла болтов имеют механические свойства, характерные для стали 25Х1МФ с категорией прочности КП60 (МТУ 9-65 ЛМЗ).
Длительная прочность металла разрушенного болта заметно ниже характерной для стали 25Х1МФ (табл. 3) при высокой пластичности.Это свидетельствует о перегреве стали при эксплуатации или нарушении режима
термической обработки в части завышения температуры отпуска до 700 0С и выше при рекомендуемых по ТУ не выше 660 0С.
КРОМЕ ТОГО, ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФРАКТОГРАФИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАЗРУШЕННЫХ БОЛТОВ УСТАНОВЛЕНО СЛЕДУЮЩЕЕ:
• излом расположен в поперечном направлении с небольшим отклонением, так что поверхность излома имеет слегка эллипсовидную форму;
• рельеф неповрежденной части поверхности имеет грубый вид. Очаг разрушения расположен на цилин-
дрической поверхности болта, имеет вид нескольких ступенек, от которых расходятся рубцы, грубые - вглубь и по периметру - более тонкие. На противоположной очагу поверхности болта (на конической поверхности) имеются многочисленные продольные трещины или надрывы, образовавшиеся, предположительно, в зоне сжатия (рис. 6).
Таким образом, разрушение исследованного болта произошло под действием изгибающей нагрузки. Вид неповрежденной части излома не исключает наличия малоциклового разрушения. Причиной повреждения (затертости) значительной
ВНИМАНИЕ!
Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!
ОФРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:
в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш., БП «Румянцеве», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: info@neftegas.info по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ
по России: для стран СНГ:
(печатной версии) (в электронной версии) (в печатной версии)
1 номер любого журнала..... 2000 руб........ 1900 руб.......... 2400 руб.
б номеров ТНГ................. 12000 руб...... 11400 руб........14400 руб.
12 номеров ТНГ................ 24000 руб...... 22800 руб........ 28800 руб.
15 номеров ТНГ+КТНГ......... 30000 руб...... 28500 руб........ 36000 руб.
части излома и наличия трещин сжатия его боковой поверхности является, по всей видимости,его механическое повреждение при извлечении (выбивании) болта из-за неабсолютного поперечного расположения поверхности излома относительно продольной оси болта. Следует отметить, что разрушение болтов из пластичного материала (даже в случае наличия поверхностных трещин) в условиях однократной затяжки (первоначального нагружения) было бы невозможно. Поэтому необходимыми условиями являются снижение длительной пластичности металла и повышенная температура. При сборке, по-видимому, имел место перекос резьбы вследствие несоосности отверстий и резьбы под болты в роторе.
Кроме того, фрактографическое исследование излома болта не выявило следов усталостного разрушения. Установлен статический характер разрушения болтов, связанный с исчерпанием де-
формационной способности материала в условиях длительной эксплуатации.
ВЫВОДЫ
1. При мониторинге технического состояния крепежных шпилек по результатам измерения их твердости наблюдаются случаи несоответствия (выше или ниже) значений твердости нормативным значениям на большом количестве шпилек.
2. Для выяснения причин несоответствия твердости на шпильках, отбракованных по твердости, и принятия решения о дальнейшем их использовании проводят:
• определение химсостава металла шпилек, так как металл шпилек может быть разным по материалу и, соответственно, по твердости;
• исследование микроструктуры металла на репликах или на образцах, вырезанных из шпилек, и сравнение микроструктуры с эталонной структурой;
• механические испытания на образцах шпилек с определением пределов
текучести и прочности,относительного удлинения и сужения, ударной вязкости и сравнение полученных значений с нормативными значениями по ТУ.
3. Для восстановления механических и структурных свойств металла шпилек на образцах шпилек проводят исследования по подбору необходимого режима термической обработки.
4. Для исключения разрушения стяжных болтов необходимо исключить причины, вызывающие перегрев рассматриваемой части ротора и соединяющих болтов, и принять меры, исключающие несоосность отверстий и резьбы под болты в роторе.
5. В связи с повышенной температурой болтов во время эксплуатации целесообразно использовать для их изготовления более релаксацион-но-стойкий материал, например сталь ЭП182 - 20Х1М1Ф1ТР, применяемую для температур до 580 0С и обладающую к тому же более высокой длительной пластичностью.
References:
1. Getsov L.B. Materiaiy iprochnost'detaiejgazovyh turbin [Materials and strength of gas turbine parts]. In 2 books. Book No. 1. Rybinsk, Gazoturbinnye tehnologii [Gas Turbo Technology] Publishing House LLC, 2010. 611 pp.
2. Kozachenko A.N. Jekspluatacija kompressornyh stancijmagistral'nyh gazoprovodov [Gas main compressor station operation]. Moscow, Neft i gaz Publ., 1999. 463 pp.
3. Rybnikov A.I., Kryukov I.I., Levchenko A.I., Leontyev S.A., Kalinin N.A., Kovalev A.G. Jeffektivnost' kontrolja tehnicheskogo sostojanija i bezopasnosti jekspluatacii turboagregatov GTK-10-4 i GT-750-6 [Efficiency of control over technical state and operation safety of rTK-10-4 and rT-750-6 turbo-units]. Territorija «NEFTEGAZ.» = OH and Gas Territory, 2009, No. 2. P. 50-54.
4. Rybnikov A.I., Kryukov I.I., Levchenko A.I., Kalinin N.A., Kovalev A.G., Leontyev S.A. Issledovanie mehanicheskih svojstv uzlov i detalej GTK-10-4 i GT-750-6 metodami razrushajushhego kontrolja [Study of mechanical properties for units and parts of rTK-10-4 and rT-750-6 by means of destructive tests]. Gazovaja promyshlennost' = Gazovaya Promyshlennost', 2006, No. 2. P. 58-60.
5. Kryukov I.I., Rybnikov A.I., Leontyev S.A., Mochalov B.S., Andreyev P.A., Moshnikov A.V. Experience in inspection of fixing studs of casings at GTK-10-4 gas-pumping units [Experience in inspection of fixing studs of casings at GTK-10-4 gas-pumping units]. Gazoturbinnye tehnologii = Gas Turbo Technology, 2014, No. 5. P. 40-46.
6. Lanin A.A., Getsov L.B. Zakonomernosti obrazovanija i razvitija treshhin v jelementah jenergoustanovok v uslovijah relaksacii naprjazhenij [Regularities of crack formation and development in parts of power plants under conditions of stress relaxation]. Trudy CKTI = Works of Central Boiler Turbine Institute, 2009, Issue No. 296. P. 162-176.
7. Liberman L.Ya., Peysikhis M.I. Svojstva stalej i splavov, primenjaemyh v kotloturbostroenii [Properties of steels and alloys applied in boiler and turbine manufacture]. RU NPO CKTI = Repair Department of Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment, 1966, Issue 16, Part 1. 219 pp.
Литература:
1. Гецов Л.Б. Материалы и прочность деталей газовых турбин. В 2-х книгах. Кн. 1. Рыбинск: ООО «Издательский дом «Газотурбинные технологии», 2010. 611 с.
2. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. 463 с.
3. Рыбников А.И., Крюков И.И., Левченко А.И., Леонтьев С.А., Калинин Н.А., Ковалев А.Г. Эффективность контроля технического состояния и безопасности эксплуатации турбоагрегатов ГТК-10-4 и ГТ-750-6 // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2009. № 2. С. 50-54.
4. Рыбников А.И., Крюков И.И., Левченко А.И., Калинин Н.А., Ковалев А.Г., Леонтьев С.А. Исследование механических свойств узлов и деталей ГТК-10-4 и ГТ-750-6 методами разрушающего контроля // Газовая промышленность. 2006. № 2. С. 58-60.
5. Крюков И.И., Рыбников А.И., Леонтьев С.А., Мочалов Б.С., Андреев П.А., Мошников А.В. Опыт обследования крепежных шпилек корпусов ГПА ГТК-10-4 // Газотурбинные технологии. 2014. № 5. С. 40-46.
6. Ланин А.А., Гецов Л.Б. Закономерности образования и развития трещин в элементах энергоустановок в условиях релаксации напряжений // Труды ЦКТИ. 2009. Вып. 296. С. 162-176.
7. Либерман Л.Я., Пейсихис М.И. Свойства сталей и сплавов, применяемых в котлотурбостроении // РУ НПО ЦКТИ. 1966. Вып. 16. Часть 1. 219 с.
