Высокотемпературные трубопроводы

Рис. 94. Высокотемпературные трубопроводы с внутренней изоляцией а — с перфорированной внутренней трубой б — с внутренней трубой и выравниванием давления через фильтр в — с перфорированной внутренней трубой и задерживающим слоем

На ТЭС с начальным давлением пара 8,8 12,75 и 23,5 МПа (90 130 и 240 кгс/см ) главные трубопроводы относятся к первой категории. Ко второй категории относятся главные трубопроводы ТЭС с давлением острого пара 3,4 МПа ( 35 кгс/см ). Расчеты трубопроводов на прочность производятся по Нормам расчета элементов паровых котлов на прочность . По этим нормам длительность кампании высокотемпературных трубопроводов, работающих в условиях ползучести, принята 100 тыс. ч. [c.43]

Данный раздел распространяется на расчет низкотемпературных и высокотемпературных трубопроводов АЭС. К классу низкотемпературных трубопроводов относятся трубопроводы из углеродистых, легированных, кремнемарганцовистых и высокохромистых сталей, из сталей аустенитного класса, жаропрочных хромомолибденованадиевых сталей, железоникелевых сплавов и циркониевых сплавов с расчетной температурой не более Т,. К классу высокотемпературных трубопроводов относятся трубопроводы с более высокой расчетной температурой, превышающей температуру Г, (п. 3.2 Норм). [c.375]

При определении напряжений категорий (а)дк и (<Уаг)к для низкотемпературных трубопроводов принимают Ф = 1. При вычислении приведенных напряжений категории (сТар)к напряжения изгиба, определяемые согласно п. 2.8.1.3, умножают на коэффициент 0,7. При подсчете напряжений категории (а) для высокотемпературных трубопроводов значение коэффициента ф принимают по разд. 4.3 Норм, изгибные напряжения п. 2.8,1.3 умножают на коэффициент 0,6, а изгибные напряжения п. 2.8.2.2 —на коэффициент Хэ, где значение Хэ принимают по п. 2.4.2.3. [c.389]

Явление ползучести металлов при высокой температуре порядка 500 °С наблюдается в деталях паровых турбин — трубопроводах, дисках, лопатках. Паровые турбины до сих пор производят значительную долю электрической энергии. Другим примером могут служить газотурбинные самолетные двигатели, температура газа в которых достигает 1300°С Основной причиной выхода из строя турбин является ползучесть рабочих лопаток. Высокие рабочие температуры применяются также в различных высокотемпературных технологических процессах, например нефтехимических и при переработке нефти. С проблемой учета ползучести металлических панелей мы встречаемся в системе термической защиты космических аппаратов, атомной энергетике и др. К конструкциям, работающим в условиях высоких температур, должны быть предъявлены следующие требования деформация не должна превышать допустимую в соответствии с выполняемыми конструктивными функциями изделия не должно произойти разрушения конструкции вследствие ползучести. [c.304]

В гидроприводе должны применяться рабочие жидкости с показателями, соответствующими возможности эксплуатации машин на открытом воздухе. В гидросистеме допускается применение вязких высокотемпературных рабочих жидкостей. При этом резервуары и трубопроводы должны быть с теплоизоляцией, а также предусмотрена возможность равномерного нагрева жидкости, если время нагрева не влияет на превышение нормы подготовительного времени, определенного для работы [c.141]

Завершающей технологической операцией, влияющей на достояние поверхности труб, является очистка от продуктов высокотемпературной (окалина) и атмосферной (ржавчина) коррозии. При этом геометрия и физико-механическое состояние поверхностного слоя существенно зависят от режимов обработки, применяемой среды и инструмента. Так, при очистке трубопроводов скребками-резцами возможны высокая степень пластической деформации локальных участков на поверхности трубы, а также риски, подрезы и т. д. Эти концентраторы напряжений являются потенциальными очагами развития коррозионно-усталостных трещин. Очистка трубопроводов с применением проволочных щеток хотя и исключает повреждения поверхности труб в виде подрезов, но в зависимости от режимов обработки вследствие деформационного упрочнения может понижать коррозионную стойкость металла. [c.252]

Пиковая нагрузка. Иные условия необходимы при эксплуатации для покрытия пиковой части графика нагрузки. Такие пики возникают дважды в сутки, и продолжительность их 2—3 ч. За 8—10 ч простоя турбина при надлежащих ее конструкции, изоляции и пусковых устройств остывает незначительно и может сравнительно быстро пускаться в ход. Однако парогенератор и трубопроводы остывают гораздо быстрее. Расходы топлива на пуск крупного высокотемпературного паротурбинного блока весьма велики (на уровне 200 г/кВт). Кроме того, достаточно быстрый пуск даже из горячего состояния сопряжен с местными повышенными напряжениями в корпусах и роторах как из-за их теплового состояния, так и вследствие работы лопаточного аппарата и ротора в целом в условиях меняющейся частоты вращения. [c.86]

Пример 2-4. Трубопровод высокотемпературного теплоносителя наружным диаметром di = 150 мм изолирован экранной изоляцией, состоящей из трех экранов и защитного слоя. Зазор между экранами 5=5 мм. Степень черноты поверхности трубы, экранов и защитного слоя е=0,25. Подсчитать температуру поверхности трубопровода при величине теплового потока на 1 м длины трубопровода, равной а) 500 Вт и б) 800 Вт. Температуру защитного слоя принять равной 50 °С. [c.34]

В свою ячейку составило 12 ч. Затем монтировались трубопроводы, воздуховоды и циркуляционный насос ЭЦН-3, газовый тройник и дополнительная камера сгорания. После окончания монтажа газовой турбины монтировался высокотемпературный газопровод между парогенератором и газовой турбиной. Монтаж остального оборудования не имел специфических особенностей. [c.58]

Возможен и другой вариант высокотемпературной пайки конструкционных сталей без снижения прочности паяемого металла. Для этого совмещают процесс папки с закалкой и последующим отпуском. Такой технологический процесс дает возможность не только сохранить прочность основного металла, но и существенно повысить прочность паяных соединений. Например, расчетом и экспериментально подтверждено, что при пайке ТВЧ стыков трубопроводов из стали 20 оптимальным является режим нагрева, когда градиент температур не превышает 25 °С, а нагрев ведется со скоростью не менее Ю°С/с. Применяемые в практике пайки охлаждающие среды также необходимо выбирать с учетом свойств основного металла и условии допустимого уровня напряжений в стали 20. Так, для трубы [c.235]

Установка для зонального безокислительного нагрева неповоротных стыков стальных и титановых трубопроводов под высокотемпературную пайку — Технические данные 180 [c.397]

При сжигании газового топлива опасен вынос жидких углеводородов из трубопроводов, он приводит к сокращению срока службы элементов высокотемпературного газового тракта, так как происходят неравномерное распределение энергии топлива в системе сжигания, отклонение температурных параметров от проектных на входе в ГТ, перегрев деталей системы сгорания топлива и, в крайнем случае, повреждение деталей турбины. Эту проблему можно устранить, применяя эффективные системы очистки газа и подогрев газообразного топлива перед его использованием. [c.169]

Таким образом, нами разработаны преобразователи для проведения толщинометрии по горячей поверхности вплоть до температуры 600°С. Внедрение в отрасли высокотемпературных преобразователей позволило проводить на ходу без остановки техпроцесса ревизию толщины стенок трубопроводов, сосудов, аппаратов и [c.5]

Условия работы трубопроводов пара (паропроводов) характеризуются действием высоких температур, напряжений от давления среды, компенсационных (изгибных) напряжений от тепловых перемещений паропровода и весовых нагрузок, термических напряжений от перепада температур по трассе трубопровода и по толщине стенки. Кроме того, следует учитывать коррозионные воздействия пара. Условия работы труб поверхностей нагрева котлов характеризуются высокими температурами пара и воды изнутри труб и топочных газов снаружи. Механические воздействия от внутреннего давления сопровождаются постоянными и циклическими изгибающими нагрузками. Воздействие среды вызывает высокотемпературную газовую коррозию в окислительной и восстановительной атмосфере топочных газов, пароводяную коррозию внутренней поверхности. При отсутствии консервации протекает стояночная коррозия. Наблюдается сернистая коррозия хвостовых частей поверхностей нагрева. Механическое воздействие потока среды, а также абразивное действие твердых фракций топочных газов вызывают в ряде случаев существенный эрозионный износ трубных систем. [c.6]

Процессы, осуществляемые под высоким давлением, имеют свою специфику, состоящую в том, что в них, как правило, используются технологические среды, содержащие такие компоненты, как высокотемпературный газообразный водород под давлением, газообразный аммиак, оксид углерода. Эти компоненты технологических сред представляют наибольшую опасность для сталей, используемых в сосудах и трубопроводах высокого давления, вызывая их азотирование, водородную и карбонильную коррозию. Именно эти виды коррозионного воздействия наиболее неблагоприятно влияют на работоспособность и надежность материалов при температурах выше 200... 300 °С. [c.817]

Области применения наиболее распространенных при изготовлении сосудов и трубопроводов высокого давления отечественных сталей в высокотемпературных газообразных водородсодержащих средах приведены в табл. 8.3.2. [c.819]

Азотирование. Металл сосудов и трубопроводов высокого давления установок синтеза аммиака в процессе эксплуатации может подвергаться азотированию. Характерные случаи повреждений металла реакторов высокого давления в процессе эксплуатации в высокотемпературных средах, содержащих аммиак под давлением, описаны в работе [8]. [c.820]

В качестве примера можно привести технологический цикл Оренбургского газоперерабатывающего завода, включающий высокотемпературные процессы по переработке сернистых соединений (H2S, меркаптанов и др.). Наибольшее число аварийных ситуаций, связанных с коррозией, наблюдается на технологических пиниях, где при температуре более 130 °С присутствуют указанные сернистые соединения и элементная сера. Значительным коррозионным разрушениям подвержены трубные пучки реакционных печей, установки доочистки хвостовых газов (теплообменники, трубопроводы), сероочистки. [c.5]

Назначение Ручная пайка стальных деталей толщиной до 2 мм высокотемпературными припоями (ниже 600 С) то же, толщиной 22 мм низкотемпературными припоями (ниже 400 С) механизированная очистка однотипных деталей нагрев пластмассовых труб и изделий сушка литейных форм и др. Нагрев до 300 °С материалов, элементов стыковых соединений при сварке, трубопроводов тюбингов и других элементов при покрытии их битумом, рубероида при приклейке к бетонной поверхности, пластмассовых изделий при гибке, литейных форм при сушке Очистка от коррозии, окалины и старой краски поверхностей металлоконструкций [c.303]

Высокотемпературная сероводородная коррозия вызывает катастрофически быстрое (до 5 мм/год) разрушение печных змеевиков, колонн, теплообменников, трубопроводов установок вторичной переработки нефти [1], закупоривание рабочих трактов отслаивающимися продуктами коррозии, утерю работоспособности установок вследствие загрязнения и понижения активности катализаторов, увеличения их гидравлического сопротивления из-за недопустимых перепадов давления в реакторах и т. д. Особенности технологии [c.131]

Чтобы избежать межкристаллитного коррозионного растрескивания трубопроводов, теплообменников, печных труб установок гидроочистки, их систематически продувают азотом после регенерации, промывают щелочным раствором, переходят на стали с легированием стабилизирующими добавками (титан, ниобий, молибден), применяют стабилизирующий отжиг. Эти мероприятия не снижают стойкость оборудования к высокотемпературной сероводородной коррозии. Торкрет-бетонные покрытия, наносимые для понижения рабочих температур стенок наиболее ответственных аппаратов, изолируют металл от доступа агрессивного сероводорода [19, 57]. [c.169]

При небольшом объеме изготовления трубопроводов из легированной стали допускается использование огневых высокотемпературных способов резки и обработки кромок. Так, для легированных сталей II группы допускается применение газопламенной и плазменной резки и подготовки кромок без каких-либо ограничений. Для сталей III—VII групп газовая и плаз- [c.153]

Водоструйные элеваторы бывают чугунные (ряс. 264, а) и стальные (рис. 264, б). В корпус 1 элеватора вставлено конусообразное входное сопло 2. которое нагнетает высокотемпературную воду. Охлажденная вода из системы отопления поступает в камеру всасывания 5. Горячая вода смешивается с охлажденной в смесительном сопле 3. Смешанная вода поступает в систему через диффузор 4. Элеватор присоединяют к горячему водоводу и трубопроводам местной системы при помощи фланцев. Принцип 27 417 [c.417]

Приготовленную на ТЭЦ высокотемпературную воду по наружным трубопроводам подают потребителю. [c.418]

Х675 = 2,16 МПа=22 кгс/см . Здесь давление повышается более чем на 15 % (заметим, что в данном примере приняты не самые тяжелые условия, могущие создаться в эксплуатации). Известны случаи, когда в результате гидравлического удара происходило раскрытие фланцев высокотемпературного трубопровода, что приводило к гибели людей. [c.200]

При содержании в газе больших количеств СОг наиболее подверженные коррозии элементы оборудования трубные пучки теплообменников, отдельные секции отпарной колонны, высокотемпературные трубопроводы насыщенного гликольаминового раствора — следует изготовлять из нержавеющей стали типа Х18Н10Т. [c.306]

При попадании масла в высокотемпературную зону происходит его нагрев и частичное сгорание. В результате образуется нагар, состоящий в основном из продуктов термического крекинга и глубокого окисления масла. Нагар откладывается не только на горячих поверхностях, но и на стенках трубопроводов, и по мере работы установки происходит наращивание слоев нагара. В определенный момент наращиваение слоев прекращается, так как образующиеся продукты, находящиеся в зоне высоких температур, сгорают полностью или превращаются в сухие углистые вещества, которые не могут задержаться на поверхности. Таким образом, часть нагара попадает в циркулирующее масло, вред от этого очевиден и хорошо известен эксплуатационникам. Из таблицы видно, что масло после ультразвукового воздействия частиц нагара не имеет. Следовательно, ультразвуковые волны разрушают эти частицы. Вязкость масла после ультразвукового воздействия меньше вязкости после температурного воздействия. [c.100]

Системы возврата конденсата в котельную должны обеспечивать возможно полное возвращение конденсата с наименьшей потерей его энтальпии и без загрязнения. Конденсат, если он не загрязнен, является наилучшей питательной водой, так как солесодержание его, почти всегда значительно меньше, чем у химически очищенной природной воды, а если он возвращается по хорошо изолированным трубопроводам и температура его близка к 100° С, то по сравнению с использованием холодной питательной воды экономится еще 10—157о топлива при производстве пара. Потребители пара должны возвращать конденсат непрерывно и по возможности равномерно. Для уменьшения количественных потерь конденсата необходимо принимать все меры по устранению парений, потерь при вторичном вскипании перегрев того конденсата, переливов через уровень сборных баков и утечек в возвратной сети конденсатопроводов. В технологии производственных процессов надо проверить возможность устранения больших расходов свежего пара, смешивающегося с обрабатываемыми материалами и загрязняющегося ими. Свежий пар во многих случаях может быть заменен отработавшим паром с обогревом материалов через поверхность, а иногда нагревом с использованием электрической энергии или применением высокотемпературных теплоносителей. [c.321]

Повреждения поверхностей нагрева котлов в большинстве случаев менее опасны для персонала и оборудования, чем повреждения барабанов, гибов и сварных соединений трубопроводов, но более многочисленны, снижают надежность выдачи пара и горячей воды потребителям и наносят ощутимый экономический ущерб. Однако при развитии этих, повреждений возможны угрозы здоровью персонала и случай исправностей смежного оборудования. Повреждения на трубах и сварных соединениях экранов, фестонов и конвективных пучков происходят вследствие изменения свойств металла при общих и локальных перегревах, заводских дефектов и вальцовочных соединениях, сварных стыках и гибах, наружной и внутренней коррозии, механических повреждений. Наружная высокотемпературная коррозия в большинстве случаев отмечается на котлах сверхкри-тического давления при сжигании высокосернистого мазута или углей с большим содержанием серы. Низкотемпературная - при сжигании мазута на котлах, температура металла стенок которых менее 100 С. Такие режимы могут возникать на некоторых типах водогрейных котлов и на паровых котлах низкого давления. В результате контакта металла стенок труб с отложениями продуктов сгорания при температуре менее 100 С возникает интенсивная сернокислотная коррозия, приводящая к общему утонению стенок. [c.195]

Энерготехнологические ПГТУ с высокотемпературным ядер-ным реактором перспективны для применения в металлургии (доменное производство), нефтехимии (пиролиз нефти), химии (производство окислов азота и азотной кислоты), для высокотемпературной газификации малоценных (бурых) углей с жидким шлако-удалением и синтеза из получаемого газа стандартного энергетического жидкого топлива — метанола (метилового спирта) — непосредственно на месте добычи угля (например, канско-ачин-ского угля). Метанол-энергоноситель может быть доставлен с места производства в любой район страны с помощью наиболее экономичного вида транспорта жидкого топлива — по трубопроводу. Использование метанола — чистого топлива — для энергетических установок (в том числе и для ПГТУ), котельных и автомобильного транспорта позволит радикально решить проблему предотвращения вредных выбросов в окружающую среду. [c.8]

Ремонт начинается с разборки фланцевых соединений паропровода насыщенного и перегретого пара (см. рис. 15). Производится разбалчивание фланцевых соединений газового тройника с дополнительной камерой сгорания и высокотемпературным газопроводом. Отдаются флаьцы трубопроводов подвода газа и воздуха к дополнительной камере сгорания. Затем разбалчивается фланец силового корпуса ВПГ. Всего приходится разбол-тить более 500 шпилек. Дополнительная камера сгорания, газовый тройник, отводы паропроводов насыш,енного и перегретого пара и верхнее дни-ш,е ВПГ снимаются мостовым краном. [c.176]

В качестве источников инфракрасного излучения применяют металлические радиационные нагреватели из нихрома в виде прутков, полос, сварных решеток, а также из тугоплавких металлов, например, в миогопози-ционной установке типа УПТ для пайки тонкостенных трубопроводов. Нагреватель в этой установке изготовлен из ниобия, выполнен разъемным н охватывает непосредственно место соединения [18]. Техническая характеристика установки для зонального безокислительного нагрева неповоротных стыков стальных и титановых трубопроводов под высокотемпературную пайку приведена ниже. [c.180]

Свь(ше 100 ть(с. таких муфт используется для соединения трубопроводов гидросистем реактивного истребителя Р-14, каких-либо аварий, связаннь(х с утечкой масла, не отмечено. Преимуществом муфт, изготовленных из сплавов с памятью формы, помимо их высокой надежности, является отсутствие высокотемпературного нагрева, как при сварке. Поэтому свойства материалов вблизи соединения не ухудшаются. Кроме того, при необходимости легко осуществляется разборка соединения при низкой Г. Муфты такого типа применяются для трубопроводов атомных подводных лодок, надводных кораблей, для ремонта трубопроводов для перекачки нефти со дна моря, причем для этих целей используются муфты большого диаметра порядка 150 мм. В настоящее время в этих случаях применяется также сплав Си — Zn — А1. [c.167]

Топливно-воздушная смесь, подаваемая горелками в топочную камеру (топку) парового котла, сгорает, образуя высокотемпературный (1500 °С) факел, излучающий тепло на трубы 6, расположенные на внутренней поверхности стен топки. Это — испарительные поверхности нагрева, называемые экранами. Отдав часть теплоты экранам, топочные газы с температурой около 1000 °С проходят через верхнюю часть заднего экрана, трубы которого здесь расположены с больщими промежутками (эта часть носит название фестона), и омывают пароперегреватель. Затем продукты сгорания движутся через водяной экономайзер, воздухоподогреватель и покидают котел с температурой, несколько превышающей 100 °С. Уходящие из котла газы очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 Ёыбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17. Уловленная из дымовых газов пылевидная зола и выпавший в нижнюю часть топки щлак удаляются, как правило, в потоке воды по каналам, а затем образующаяся пульпа откачивается специальными багерными насосами/5 и удаляется по трубопроводам. [c.152]

Основные марки отечественных теплоустойчивых сталей и температурные границы их применения приведены в табл. 13. Эти стали находят свое основное применение в трубных системах и корпусах высокотемпературной части энергетических установок, технологических трубопроводах нефтехимических и химических аппаратов и в других установках с рабочей температурой до 540— 550° С для хромомолибденовых и до 570—580° С для хромомолибденованадиевых. В интервале рабочих температур 420—500° С предпочтительным является использование первой группы сталей как наиболее технологичных и более дешевых при более высоких температурах (500—570° С) хромомолибденованадиевые стали значительно более жаропрочны (рис. 15). Малоуглеродистые стали в качестве теплоустойчивых применяют для работы в интервале температур 350—450° С. Ранее используемые молибденовые стали, как например, сталь марки 15М, в послевоенное время были сняты с производства ввиду выявившейся склонности их сварных соединений к графитизации. Основной теплоустойчивой сталью, применяемой на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах с рабочей температурой среды до 520° С, является сталь марки 12Х5М. Одновременно с теплоустойчивостью она обладает химической стойкостью в некоторых средах (нефти, содержащей серу) и стойкостью против воздействия водорода. [c.169]

J — вторичный пароперегреватель 2 — первичный пароперегреватель 3 — экономайзер 4 — барабан S — высокотемпературный подогревательный паропровод 6 — турбина 7 — ступень высокого давления 3 — ступень среднего давления 9 — ступень низкого давления 10 — топливо II — подогреватель 12 — главный паропровод 13 — низкотемпературный подогревательный паропровод 14 — пароконденсатор 15 — нагреватель подводимой воды низкого давления tS — водоохлаждаемая труба 17 — деаэратор 18 — нагреватель подводимой воды высокого давления 19 — трубопровод подачи воды [c.19]

Рис. B.I. Структура энергосистемы промышленных предприятий i — внешний источник топлива 2 — районная эиергоопстема КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС 3 — про.мышленные ТЭЦ, ПВС, котельные, компрессорные, кислородные станцЕИ, газогенераторные станции - — потребители теплоты и электроэнергии на силовые, осветительные и бытовые нужды 5 — теплотехнологический комплекс Tia базе высокотемпературных источников энергии о — теплотехнологнческий комплекс на базе низкотемпературных источников энергии 7 —установки для использования ВЭР 5 — горючие отходы технологических агрегатов 9 — установки для использования низкотемпературных ВЭР —системы транспорта топлива, линии электропередачи и трансформаторные установки, трубопроводы для воздуха и кислорода --системы транспорта ВЭР

Сероводородная высокотемпературная коррозия колонн, равно как и трубопроводов, арматуры и насосов на установках первичной переработки нефти, не носит очень разрушительного характера. Разъедания углеродистой стали имеют специфический характер мелких широких язв, переходящих одна в другую. Такое разрушение с достаточной точностью может быть охарактеризовано средними потерями веса (массы). Это, в частности, доказывается тем, что результаты оценки коррозии внутри аппаратов при помощи датчиков с элементом электрического сопротивления (резистометрические зонды) имеют хорошую корреляцию с результатами весовых определений [100]. Надо иметь в виду, что в обоих случаях правильно регистрируется только равномерная или близкая к равномерной форма коррозии. [c.121]

Коррозионноопасными узлами в схеме высокотемпературной конверсии газа являются башня сажеочистки и скруббер-охладитель. Кроме того, на некоторых предприятиях наблюдается значительная язвенная и точечная коррозия узлов аппаратов и трубопроводов, подвергающихся воздействию охлаждающей воды, содержащей хлориды, карбонаты и кислород. [c.13]

Для теплоизоляции нагреваемых сварных соединений при термической обработке используют асбестовые материалы. Однако срок их службы составляет 1—3 цикла нагрева. Поэтому для электронагревателей сопротивления и комбинированного действия рекомендуются высокотемпературные маты МВТ из кремнеземных материалов. Для лучшей их сохранности целесообразно электронагреватели покрывать слоем асбестовой или стеклоткани. Это увеличит срок слул<бы матов до 10 циклов нагрева. При выполнении термической обработки с нагревом до 1100—1150 °С рекомендуются жесткие теплоизоляционные кол ухи, корпус которых выполнен из тонколистовой нержавеющей хромоникелевой стали с набивкой из кремнеземного волокна. Для термической обработки сварных соединений трубопроводов в полевых условиях применяют утеплитель в виде коврика из асбестовой ткани, обернутого снаружи кремнеземной тканью. При объемной термической обработке газопламенным нагревом целесообразно использовать маты из минеральной ваты или асбестовых материалов. Для теплоизоляции внутренней поверхности термообрабатываемых корпусных конструкций с целью снижения перепадов температуры по толщине стенки применяют блоки (короба) из листовой стали, наполненные высокотемпературным кремнеземным волокном. [c.210]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...