Агрессивной жидкостью

ч оде (чистая углеводородная среда - нефть, газ - не обладает агрессивными свойствами). Обладая наибольшей по сравнению с дру-гши веществами диэлектрической проницаемостью, сна в значительной степени способствует диссоциации растворяемого вещества(сероводорода, углекислота, неорганических соединений породослага-ющих минералов) на иона. В результата образуется гетерогенная '(^однородная) КАС. Соотношение водной и других растворённых фаз в аэй может быть различным, а это в свою очередь определяет ме-•г^назм и кинетику протекания коррозионного процесса.

В процессе эксплуатации оборудование контактирует с разнообразными средами, обладающими коррозионно-агрессивными свойствами, однако в большинстве случаев инициатор коррозионных процессов — вода, и коррозия протекает по электрохимическому механизму. Агрессивность водной фазы зависит главным образом от ее химического состава и физического состояния. Основные факторы, определяющие физико-химическое состояние воды, - это состав и содержание растворенных солей, наличие кислорода и кислых газов (углекислого газа, сероводорода), их парциальное давление, температура, скорость движения и характер потока.

Низкая работоспособность насосов имеет в основном две причины: одна связана с нарушением технологических правил эксплуатации насосов, а другая — основная,—с агрессивными свойствами перекачиваемой воды. К первой группе причин следует отнести изменение режима пуска и остановки насосов. Так, при внезапной остановке насоса происходит резкое изменение гидравлической характеристики потока жидкости, усугубляющее агрессивное воздействие сточной воды. Совместное влияние технологических и коррозионных факторов

Опыт эксплуатации паровых котлов на углях Канско-Ачинского бассейна показывает, что летучая зола этих углей не обладает агрессивными свойствами. Это подтверждено и лабораторными коррозионными исследованиями, проведенными в Таллинском политехническом институте [133]. Несмотря на изложенное, частые разрушения оксидных пленок на трубах поверхностей нагрева котлов при их очистке от золовых отложений могут вызвать иногда их заметный износ, интенсивность которого, как известно, связана с кинетикой коррозии сталей в продуктах сгорания топлива.

Нефть, как правило, не обладает агрессивными свойствами: более того, она часто ингибирует процесс коррозии за счет образования тонких пленок на поверхности труб [С]. Однако при больших скоростях движения смесей воды с нефтью такие пленки смываются.

Не менее серьезные проблемы возникают при проведении технологических процессов по переработке нефти. Хотя при первичной подготовке нефти проводятся обессоливание и обезвоживание, хлориды и вода все же попадают в нефть. При дальнейшей переработке нефти вследствие гидролиза хлорида магния и кальция, попадающих в нефть из пластовой воды, в системе появляется хлористый водород, характеризующийся сильными агрессивными свойствами.

В этом случае при проникновении электролитов через лакокрасочные покрытия пассивирующие ионы ингибиторов, отщепляясь благодаря гидролизу или диссоциации, предотвращают коррозионные процессы. При кажущейся простоте способа он сопряжен со значительными трудностями. Объясняется это тем, что ингибиторы как поверхностно-активные вещества или окислители могут взаимодействовать с пленкообразующим, теряя свои защитные свойства. Кроме того, при введении ингибиторов в такие многофункциональные системы, как лакокрасочные материалы, их взаимодействие с пленкообразующими или пигментами может привести к образованию новых продуктов, которые могут обладать как защитными, так и агрессивными свойствами.

Проверка этой зависимости была проведена и в электролите, яе обладающем агрессивными свойствами. В качестве электролита был взят 5-процентный раствор сернокислого натрия. Результаты испытаний показаны на рис. IV-14. В отличие от данных, приведенных на рис. 1V-13, во время испытаний в растворе сульфата

3) наличие этих трещин лишь в местах контакта металла или сплава с водной средой, обладающей агрессивными свойствами;

Фосфатный шлам агрессивными свойствами не обладал. При дозировке его коррозия развивалась лишь под шламовыми лепешками, нанесенными на поверхность труб котла № 2, работавшего с избыточной щелочностью котловой воды. Однако характер этих повреждений несколько отличался от наблюдаемой формы и размера коррозии при дозировках железного шлама. Причины такого различия будут показаны ниже. Полученные материалы свидетельствуют о некотором увеличении поперечника язв в отрезках труб, в которые дозировался окисно-железный шлам; фосфатный же шлам мало влиял на распространение коррозии по поверхности труб.

Фосфатный шлам не только не обладает агрессивными свойствами то отношению к котельному металлу, но даже ослабляет коррозионное воздействие на металлическую поверхность окислов железа и меди. Имеющиеся в кипятильных трубах -повреждения -поверхности независимо от 'природы их появления (коррозионные язвы, сверления, травления) при поступлении в котлы окислов железа и меди являются местом коррозии, имеющей мало общего -с ракушечной коррозией. Скорость проникновения этой коррозии в глубь металла находится в прямой зависимости от количества поступающего в котлы твердого деполяризатора (окислов железа и меди) и первоначальной глубины язв.

ных факторов в химической промышленности. В настоящее время созданы несколько групп исследователей с целью изучения вопроса о возможности включения в эти нормы при последующем их пересмотре сосудов с агрессивной жидкостью.

ния агрессивной жидкостью во время технологического процесса. В остальной части испытывают только сварные швы «на керосин». При этом в соответствии со СНиП Ш-18-75 сварные швы должны быть обильно опрысканы керосином не менее двух раз с перерывом в 10 мин. На противоположной стороне шва, покрытой водной суспензией мела или каолина, в течение 4 ч при положительной и 8 ч при отрицательной температурах окружающего воздуха не должно появляться пятен. Испытание должно производиться на месте установки оборудования после зачистки и шлифовки сварных швов. Его результаты подтверждаются актом. Аппараты, поступившие с заводов-изготовителей в полностью собранном виде, допускается не испытывать при наличии технического паспорта и акта испытания на герметичность; аппараты, работающие под давлением или вакуумом, до начала химзащитных работ должны быть проверены инспекцией Госгортехнадзора с оформлением соответствующего акта.

Для определения растрескивания образцов пластмасс по ГОСТ 12020—72 используют приспособление, показанное на рис. 21. Длинный плоский образец изгибается по образующей эллипса. Поверхностная деформация и напряжение являются функцией радиуса кривизны образующей эллипса и толщины образца. Изогнутый образец контактирует с агрессивной жидкостью, в результате чего на его внешней поверхности появляются трещины. Время до появления трещин ттр и их расположение на образце фиксируют периодическим осмотром поверхности образца под микроскопом. Таким образом, метод позволяет на одном образце получать зависимость ттр = /(е)

Вместо трубчатых образцов можно пользоваться цилиндрическими. При этом сильфон установки помещается в специальном приспособлении (выше образца) в зоне, не заполненной агрессивной жидкостью (сильфон соприкасается только с газом), что увеличивает длительность надежной работы приспособления. Рассмотренная установка ВТИ имеет следующие преимущества:

Рис. 27. Трехступенчатое гидростатическое уплотнение вала агрегата с агрессивной жидкостью:

Схема такого уплотнительного устройства с винтовым уплотнением показана на рис. 24. В ней может быть применена вязкая герметизирующая жидкость Qe, предотвращающая контакт основного уплотнения 2 с горячей агрессивной жидкостью. Уплотнитель-ное устройство с центробежным уплотнением показано на рис. 25.

11. Вал агрегата с агрессивной жидкостью, когда ее проникновение наружу недопустимо. Пусть вал должен вращаться с переменной скоростью (скорость скольжения в пределах ±10 м!сек, давление 10—30 кГ/см2, температура 100° С). Требуется большой ресурс работы и высокая надежность. Уплотнение вала 1 должно проектироваться по схеме трех ступеней (рис. 26): контактное уплотнение 4 высокого давления со стороны агрессивной жидкости, камера Qa разделительной жидкости с бесконтактным уплотнением 3 щелевого или лабиринтного типа, контактное уплотнение 2 низкого давления, герметизирующее дренажную полость. В этой конструкции разделительная жидкость циркулирует в замкнутой гидросистеме, осуществляя функции отвода утечек агрессивной жидкости, просочившихся через уплотнение 4, охлаждения и смазки уплотнений. Первая и вторая ступени уплотнения могут быть осуществлены в одной конструкции четырехступенчатого гидростатического уплотнения, показанного на рис. 27.

7. Уплотнение подвижного соединения агрегата с агрессивной жидкостью выполнять по схеме: уплотнение высокого давления со стороны агрессивной жидкости; камера с разделительной жидкостью (может быть совмещена с уплотнением высокого давления) и система ее циркуляции, включая очистку и охлаждение; внешнее уплотнение, обеспечивающее требуемую герметичность.

Общая коррозия может быть также следствием интенсивного разрушения границ зерен, т. е. межкристаллитной коррозии, причем, в результате потери связи между собой, отдельные аусте-нитные зерна могут целиком уноситься агрессивной жидкостью. Собственно зерна стали в этом случае могут обладать достаточной стойкостью в данной агрессивной среде. Чаще всего, в процессе общей коррозии происходит растворение и собственно зерен аустенита и границ между ними.

При проектировании конструкции из композита, однако, нет необходимости моделировать весь процесс разрушения конструкционного материала, поскольку проект конструкции определяется с учетом лишь тех предельных состояний композита, которые существенны для ее эксплуатационных качеств. Для иллюстрации данного положения рассмотрим пример проектирования несущей детали корпуса аппарата глубоководного погружения. В рассматриваемом случае предельное состояние конструкционного материала достигается уже па начальной стадии его разрушения, т. е. в начале необратимого процесса накопления субмикротрещин в элементах композиции (например, в связующем), поскольку прогрессирующее при этом проникновение во внутрь материала молекул воды, являющейся при больших давлениях для полиэфирных смол агрессивной жидкостью, приводит к значительному и быстрому снижению прочности композита [142]. Ясно, что в рассматриваемом примере игнорирование микроструктуры и индивидуальных свойств исходных элементов композита недопустимо. При

Деформацию сжатия создают струбцинами и определяют по ГОСТ 9982—76. Испытания проводят при одной из следующих температур: 23, 55, 70, 85, 100, 125, 150, 175, 200 °С. Продолжительность испытаний — от 72 до 168 ч. Струбцины с образцами не позднее чем через 1 ч после сжатия погружают в контейнер, заполненный агрессивной жидкостью, герметично закрывают его и помещают в предварительно нагретый до заданной температуры термостат. После окончания испытаний струбцины с образцами не более чем через 30 с промывают в растворителе агрессивной жидкости, вытирают и определяют силу сжатия в образцах.

Наливные аппараты испытывают перед началом антикоррозионных работ на прочность, жесткость и герметичность заливом водой на 24 ч при положительной температуре. Аппараты неналивного типа (башни, скрубберы, абсорберы и т. п.) испытывают заливом водой на 24 ч на высоту заполнения агрессивной жидкостью во время технологического процесса. В остальной части аппарата сварные швы испытывают капиллярным методом (керосином) в соответствии со СНиП III-18—75.