Коррозионно-активная примесь
Cтраница 1
 |
Влияние рН на скорость эрозионно. [1] |
Коррозионно-активные примеси в рабочих средах активно влияют также на раз-личные виды эрозии ( каплеударную, кави-тационную, щелевую) элементов энергети - еского оборудования. [2]
Поэтому концентрация любой коррозионно-активной примеси во влажном паре после сепаратора будет практически определяться остаточной влажностью. Правда, недостаточно ясно, в какой степени успеет установиться распределение солей, близкое к равновесному между паром и каплями воды до момента их сепарации из потока пара, поскольку время контакта в турбине чрезвычайно мало, а в трубопроводах и самом сепараторе влага уже в значительной части находится в виде относительно крупных капель. Этот вопрос требует специального исследования. Во всяком случае влияние КПД сепаратора на чистоту пара на входе в промперегреватель, несомненно, должно учитываться в оценке условий работы последнего. [3]
 |
Прибор для определения содержания общей серы. [4] |
Содержимое водорастворимых кислот и щелочей является качественным показателем наличия в бензине коррозионно-активных примесей, которые могут попасть в продукт в результате нарушения технологии очистки на НПЗ или правил транспортирования и хранения. [5]
Между тем за последние годы стало очевидным, что именно поведение ряда коррозионно-активных примесей в двухфазных системах ( где в определенных условиях концентрация таких примесей в слое жидкости, непосредственно контактирующих с поверхностью металла, может на несколько порядков отличаться от их концентрации в основном потоке) является фактором, определяющим в значительной степени надежность и бесперебойность работы ряда важнейших элементов оборудования АЭС. [6]
Коррозионная активность нефти колеблется в широких пределах, ввиду различного содержания в ней коррозионно-активных примесей и сероводорода. В добываемой нефти содержатся неэмульгированная вода и вода в виде устойчивой эмульсии. Опасность коррозии трубопроводов и оборудования сохраняется на всех стадиях - при добыче, транспортировке, хранении и переработке нефти. Поэтому одни и те же типы ингибиторов используются как на стадии добычи, так и на стадии переработки нефти. [7]
Специальные исследования внутрискважинного подземного оборудования, где имели место указанные выше повреждения, подтвердили присутствие в трехфазной рабочей среде коррозионно-активных примесей. Основной причиной подобного ( далеко не редкого) положения является присутствие в пластовой жидкости микробактерий, что связано с технологической схемой пластового поддержания давления. [8]
 |
Зависимость тока коррозии железа ( iKOp от концентрации NO. [9] |
Таким образом, оксиды азота, нитропроизводные, как и сернистый газ, являются стимуляторами катодных: и анодных реакций и могут рассматриваться в качестве наиболее опасных коррозионно-активных примесей в атмосфере. [10]
Сейчас как наиболее вероятное объяснение предполагается, что поломки рабочих лопаток, а иногда дисков и роторов появляются в результате образования коррозионных микротрещин на поверхностях высоконагруженных металлов под воздействием высококонцентрированных растворов коррозионно-активных примесей, выпадающих из пара в процессе расширения. Сегодня нет однозначности в этом выводе прежде всего потому, что отсутствует сопоставление водного режима и состава солей для тех турбоустановок, на которых было обнаружено коррозионное разрушение, с теми, где таких явлений не наблюдалось. Многочисленные исследования солесодержания и водного режима выполнены в основном для энергетических блоков, работающих на органическом топливе [7.16], и сегодня очень мало данных о водных режимах и конструкции отдельных примесей по тракту турбоустановок АЭС. [11]
Основными трудностями в эксплуатации парогенераторов этого типа явились коррозионные повреждения в местах недостаточного омывания парогенерирующих поверхностей нагрева, где наблюдалось глубокое упаривание воды и очень сильное ( на несколько порядков) повышение концентрации в воде коррозионно-активных примесей, слабо переходящих в пар. Первоначально такие повреждения ( в виде коррозионного растрескивания под напряжением материала труб, начинавшегося со стороны низкого давления) возникали вблизи трубной доски или даже внутри последней. [12]
Если еще недавно основное внимание обращалось на повреждение парогенераторов двухкоитурных АЭС, то сейчас стало ясным, что и другие элементы тепломеханического оборудования атомных электростанций, особенно турбины, нередко выходят из строя в связи с высокой локальной концентрацией коррозионно-активных примесей в жидкой фазе и соответственно быстрой коррозией даже наиболее устойчивых материалов, особенно работающих в условиях высоких механических напряжений. [13]
Очистка газа от сероводорода и кислорода до пределов, установленных Государственными стандартами, практически устраняет коррозию внутренних поверхностей труб. При необходимости транспортировки газа с высоким содержанием коррозионно-активных примесей применяют трубы из специальных ( нержавеющих) сталей или защищают внутренние поверхности путем окраски и эмалирования. [14]
Конечно, в условиях, когда обогрев проводится за счет теплоносителя, температура которого лишь немного превышает температуру кипения ( например, парогенераторы двухконтурных АЭС), максимальная концентрация упариваемой жидкости не может превысить такой, при которой температура кипения раствора поднимется до уровня температуры греющей среды. Однако, к сожалению, это ограничение для большинства типичных коррозионно-активных примесей [1.4] малоэффективно. [15]
Страницы: 1 2