Коррозия в жидкой фазе

Более качественно газ осушают диэтиленгликолем (ДЭГ). Применяют его в концентрированном виде, а при насыщении влагой концентрация ДЭГ а в растворе составляет 60—70%. В таком виде он подвергается регенерации при повышенной температуре. С ростом температуры коррозионная агрессивность растворов ДЭГ увеличивается и достигает максимума при температуре кипения, равной 100—120 С, а затем уменьшается. При этом скорость коррозии в паровой фазе растворов ДЭГ выше скорости коррозии в жидкой фазе, что связано [c.173]

Скорость коррозии в жидкой фазе, мм/год Выделение НгЗ при перегонке нефти, мг/л [c.23]

Нафтеновые кислоты — насыщенные соединения с низкими иодными числами, вязкость которых увеличивается, а летучесть уменьшается с ростом молекулярного веса. Вследствие малой летучести нафтеновых кислот коррозия в жидкой фазе обычно выше, чем в паровой. При перегонке черноморской нефти с паром в условиях постепенного нагревания от 200 до 310 °С наиболее летучие низкомолекулярные кислоты собираются в первых фракциях [69]. [c.101]

Коррозия углеродистой стали в растворах ДЭГ носит, как правило, общий (равномерный) характер, но в ряде случаев, преимущественно в паровой фазе, наряду с общей наблюдается также небольшая язвенная коррозия [5]. Скорость коррозии стали в паровой фазе растворов ДЭГ выше скорости коррозии в жидкой фазе (рис. 8.2). [c.259]

При отсутствии контакта с кислородом углеродистая сталь с большей скоростью разрушается в паровой фазе 60 и 90% растворов ДЭГ по сравнению с коррозией в жидкой фазе. Кислород ускоряет коррозию углеродистой стали в растворах ДЭГ. В случае его отсутствия скорость коррозии углеродистой стали в наиболее агрессивном 60% растворе ДЭГ при температуре 100 °С составляет [c.267]

Существенное влияние на скорость коррозии материалов оказывает температура (рис. 1.5). С повышением температуры скорость коррозии увеличивается. Резкое возрастание скорости коррозии в жидкой фазе происходит при температурах выше 60—80° С. В пределах 40—60° С значительной коррозии стали Ст. 3 не наблю-, [c.23]

Коррозия со стороны реакционной смеси Значительная коррозия в жидкой фазе [c.277]

Металл или сплав Скорость коррозии в жидкой фазе, мм год Характер коррозии [c.419]

Скорость коррозии в жидкой фазе, мм год [c.420]

Точечная коррозия в жидкой фазе. [c.123]

Агрессивная Коррозия в жидкой фазе Коррозия в парогазовой фазе [c.148]

Коррозия в жидкой фазе (электролите) протекает под поверхностью электролита без присутствия кислорода воздуха. Примером этого может служить коррозия внутренних стенок системы охлаждения двигателя. [c.22]

В тех случаях, когда химическая коррозия протекает в условиях жидкого коррозионно-активного вещества — неэлектролита, она называется коррозией в жидкой фазе. Примером химической коррозии в жидкой фазе является коррозия металлов, находящихся в среде нефтепродуктов (например, внутренние стенки топливного бака, поверхности подшипников коленчатого вала и др.). Коррозия в этих случаях происходит под воздействием на металлы сернистых соединений, смол и органических кислот, находящихся в нефтепродуктах. [c.22]

В паровой фазе скорость коррозии соответствует скорости коррозии в жидкой фазе. [c.52]

Общие вопросы применения оборудования из алюминия (не только в системах охлаждения) для конденсата и воды высокой чистоты рассмотрены в [Л. 21]. На основании результатов лабораторных исследований и промышленного опыта в части коррозионной стойкости сплавов алюминия в обессоленной воде и конденсате пара авторы приводят ряд интересных данных. В весьма чистом дистилляте, как аэрированном, так и деаэрированном, скорость коррозии сплавов алюминия через 8 дней составляет менее 0,005 мм/год начальная высокая скорость коррозии быстро снижается в связи с пассивированием поверхности металла. При перемешивании воды с углекислым газом скорость коррозии в жидкой фазе в течение первой недели составила 0,0127, а в конце третьей недели 0,0076 мм/год скорость коррозии в паровой фазе и на линии раздела фаз также была незначительна. [c.71]

Одним из рекомендованных мест контроля коррозии в трубопроводе влажного кислого газа являются участки па подъеме трассы. В зоне, выделенной на рис. 64, развивается интенсивная коррозия в жидкой и парогазовой фазах. [c.337]

Ингибитор Д-5 был получен из легколетучих компонентов пиридиновых оснований (а- и р-пиколинов и пиридина-растворителя). При лабораторном тестировании он проявлял относительно высокие защитные свойства в паровой Н23-со-держащей фазе. Однако в жидкой фазе его эффективность значительно ниже, чем у других известных ингибиторов (например, И-1-А, И-25-Д, ИКБ-2-2). Это связано с переходом части защитных компонентов ингибитора в паровую фазу при одновременном снижении их концентрации в жидкости. Большим недостатком реагента является сильный и резкий неприятный запах. Ингибитор Д-5 испытывали на различных объектах нефтяной промышленности в качестве средства защиты от коррозии поверхностей парогазового пространства резервуаров [c.346]

Ингибитор И-1-А может эффективно замедлять сероводородную коррозию и при повышенных температурах. Так, в водопроводной воде, содержащей 2500 мг/л H2S, в присутствии Oj при давлении 11 МПа и температурах" от 353 до 423 К эффективность защитного действия ингибитора И-1-А, введенного в количестве 0,5 %, составляет в жидкой фазе 95 %, а в газовой - 60-89 %, что связано с небольшим содержанием паров ингибитора в газовой фазе. В процессе его испытаний и промышленного применения была показана эффективность его использования для зашиты всех существующих типов нефтепромыслового оборудования на всем продвижении нефти от пластов до потребителя. Бьшо показано, что ингибиторы типа И-1-А позволяют защищать оборудование [c.159]

При эксплуатации осуществляют постоянный контроль за зондами предупреждения. Кроме того, осуществляют периодический контроль. Не реже 1—2 раза в месяц отбирают пробы по технологической линии для анализа на содержание ингибитора коррозии, ионов железа в жидких фазах и определения их pH. Контроль концентрации ингибиторов осуществляется по методикам, составленным их разработчиками. [c.174]

В до Н —при 100—125°С в смеси 87,23% уксусной кислоты, 3 /о бензола и сухого остатка, состоящего из ацетата натрия (9,6%) и салицилата натрия (0,17%) значительная коррозия наблюдается при т. кип. в паровой камере, тогда как в жидкой фазе коррозия равномерная (10— [c.445]

Высокая скорость ванадиевой коррозии вызывается как быстрым протеканием указанных выше реакций, так и тем, что они обычно происходят в жидкой фазе ввиду низких температур плавления оксида ванадия(У), ряда ванадатов и различных продуктов их коррозионного воздействия на металлы, указанных ниже, °С [c.228]

Исследования коррозии в циркулирующих хладонах с естественной циркуляцией показали, что в хладоне 11 скорость коррозии всех металлов в жидкой фазе низкотемпературной зоны выше в 20—30 раз, чем в статических условиях, и возрастает с повышением температуры высокотемпературной зоны. Причиной является накопление продуктов разложения хладона 11 в низкотемпературной зоне. В высокотемпературной зоне скорость коррозии металлов ниже, чем в статических условиях. [c.342]

Облучение влияет на скорость коррозии металлов не только в жидкой фазе, но и при атмосферной коррозии, В сухой атмосфере металлы не корродируют ни при каком виде облучения [1,32]. [c.38]

Вопрос об определении малых концентраций приобрел особую актуальность в овязи с организацией водного режима атомных электрических станций, поскольку продукты коррозии конструкционных материалов находятся в весьма малых количествах не только в паре, но и в жидкой фазе (сотые и тысячные доли миллиграмма на килограмм). [c.94]

Если еще недавно основное внимание обращалось на повреждение парогенераторов двухконтурных 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. [c.3]

Таким образом, создание и эксплуатация турбоустановок на АЭС требует также решения ряда сложных проблем газодинамики двухфазных потоков. К этим проблемам относятся возникновение влаги при дозвуковых и трансзвуковых скоростях течения образование жидких пленок и крупных капель движение влаги в проточных частях турбин и процессы взаимодействия влаги с рабочими лопатками влияние жидкой фазы на основные характеристики проточных частей турбин и влияние концентраций примесей в жидкой фазе на коррозию металла, особенно в зоне Вильсона. Решение этих проблем позволит оптимизировать проточную часть турбин, работающих во влажном паре, повысив их экономичность и надежность. В этой и следующей главах рассматриваются лишь наиболее характерные особенности течения влажного пара в] турбоустановках АЗС и методы удаления влаги в них. Исследования и расчеты турбин АЭС наиболее полно рассмотрены в [7.1—7.3]. [c.265]

Алюминий и его сплавы обладают высокой коррозионной стойкостью в N2O4 и нитрине (табл. 18.15). При 20—50 °С скорость коррозии алюминия в NjO 0,0002 мм/год в жидкой фазе и 0,002 мм/год в газовой. В нитрине в этих условиях скорость коррозии в жидкой фазе в 5 раз, а в газовой в 1,5 раза меньше, чем в техническом NjO . [c.289]

РН (ТН—1050° С) в дымящей красной азотной кислоте при 50 и 70° С получается при содержании 12% окислов азота (NOa). Применение в качестве ингибитора фтористоводородной кистоты уменьшает -скорость коррозии стали 17-7РН как в жидкой, так и в паровой средах. Добавление 0,75% фтористоводородной кислоты снижает скорость коррозии в жидкой фазе при 50° С до 0,04, а в паровой — до 0,004 мм год. Хорошие результаты были получены также при 70° С. Таким образом, сталь 17-7РН в описанных выше условиях обладает достаточно высокими коррозионными-свойствами, и при использовании в качестве ингибитора фтористоводородной кислоты она может успешно применяться в атмосфере дымящей красной азотной кислоты. [c.569]

Коррозионно-электрохимическое поведение углеродистой стали в водных растворах аммиака подробно исследовано [104]. В разбавленных (2,5—5%) растворах (pH 11,7—11,9), контактирующих с воздухом, углеродистая сталь находится в устойчивом пассивном состоянии. В 25%-ном растворе (pH 13) потенциал коррозии (после активирования) равен —0,75 в (при 25°) и скорость коррозии составляет около 0,1 мм1год. В аммиачных водах производства аммиака и спиртов, содержащих растворенную СОг, ионы С1 (100—2300 мг/л), ЫОг (2—10 мг[л), СН3СОО- (до 10 мг/л) при pH 9—13 скорость коррозии в жидкой фазе равна 0,3—0,5 мм/год и в газовой фазе 0,04—0,06 мм/год. [c.104]

Эффективность ингибирующего действия аминов высока (94— 99%). Для ликвидации коррозии в жидкой фазе 60% раствора ДЭГ достаточно ввести в раствор 5 г/л пассивирующего сталь в этой среде [90] моноэтаноламина (МЭА), 10 г/л диэтаноламина (ДЭА), 80 г/л триэтаноламина (ТЭА). Наиболее трудно устранить коррозию Б паровой фазе 60% раствора ДЭГ при 100 °С. Это удается осуществить при добавке в раствор 40 г/л МЭА, 700 г/л ДЭА. Высокая оптимальная концентрация ДЭА делает его менее экономически выгодным ингибитором коррозии углеродистой стали в растворах ДЭГ по сравнению с МЭА. Добавка МЭА в количестве 40 г/л обеспечивает также коррозионную стойкость углеродистой стали в паровой и жидкой фазах 70—90% растворов ДЭГ при 100°С. [c.201]

Язвенная коррозия в жидкой фазе. При засверловке обнаружено, что толщина стенки уменьщилась на 1,5—2 мм Сталь 0Х21Н6М2Т [c.162]

Сплав Х15Н55М16В в 10 и 30% фтористоводородной кислоте при 70 и 95° имеет скорость коррозии в жидкой фазе, близкую к 1 мм/год и ниже. [c.52]

Муса и от 9 до 11 ккал/моль для остальных грунтов) значительно превосходят значения энергии активации вязкости воды (от 3 до 6 ккал/моль) и подвижности водородных ионов (от 1 до 3 ккал/г-ион), что указывает на существенное различие процессов диффузии в жидкой фазе грунтов и igff почв и в растворах электролитов. gg Возможны и отступления от экспоненциальной зависимости скорости грунтовой и почвенной коррозии металлов от температуры, связанные с более быстрым высыханием или с меньшей аэрацией грунта или почвы при повышении температуры. [c.389]

Испытания, результаты которых представлены в табл. 20 и 21, проводили в статических условиях при комнатной температуре. Коррозионной средой служила модельная среда NA E (стандарт Национальной ассоциации инженеров-коррозиони-стов США), то есть 5%-й водный раствор Na l, насыщенный сероводородом до исходной концентрации (около 3,0 г/л) и подкисленный уксусной кислотой до pH 3,0-3,5 [51]. Защитную эффективность ингибиторов от общей сероводородной коррозии оценивали в стеклянных коррозионных ячейках емкостью 1000 мл (в жидкой фазе) и 3000 мл (в парогазовой фазе). В первом случае ячейку наполняли жидкостью примерно на 95% без предварительной продувки инертным газом в целях [c.233]

Результаты сравнительных испытаний на стенде при подаче 1 %-ного раствора ингибиторов в метаноле ь среду природного газа, содержащего до 6 % Н2S, 2 % СО2 (давление 6 МПа), а также в жидкую фазу, состоящую из конденсата и воды, выносимых из скважин, с добавлением 5 %-ного водного раствора Na l, подкисленного НС1 до pH = 3, показали (табл. 45), что лучшим защитным эффектом от общей коррозии обладают И-25-Д, ИФХАНГАЗ-1 и Д-1М. Наименее эффективен от наводороживания Донбасс-1 . [c.164]

Общую и локальную виды коррозии контролируют не реже 2 раз в месяц по зондам электросопротивления или аналогичным, но другого типа по всей технологической линии в жидких фазах, газовой фазе и по возможности на границах раздела, а также не менее 1 раза в год по образцам-свидетелям и замерам толщины стенок ультразвуковым или другим дефектоскопом. За сероводородным растрескиванием ведется наблюдение косвенным методом по степени водородпроницаемости водородных зондов на первой стадии (в течение года) не реже 1 раза в неделю и на последующей—1 раза в квартал по напряженным образцам и образцам для гиба-перегиба — не реже 1 раза в год. По мере проведения ремонтных работ необходимы вырезка образцов металла и полный анализ их состояния определение механических свойств, содержания водорода, стойкости к сероводородному растрескиванию, а также металлографические исследования. Кроме того, периодически проводится визуальный осмотр внешнего состояния и не реже 1 раза в год — внутренний осмотр сосудов с проведением соответствующих замеров и техническим освидетельствованием их. [c.176]

Клапаны, производство 68, 197 Кобальт 151 Коллектор 25, 64, 197 Конденсатор 28, 233 Коррозия 29 газовая 30 в жидкой фазе 82 в паре 182 под напряжением 35 разрушение 123 стадии 144 точечная 34 Корпус 163 водо-водяных реакторов 164 газоохлаждаемых реакторов 170 тяжеловодных реакторов 18, 19 турбины 201 Коффина — Мэнсона соотношение 45, 117, 254 Криптон 106 Ксенон 106 [c.253]

Вместе с тем в последние годы наблюдаются [1.16, 1.17] различные типы коррозионных повреждений, особенно в начале области влажного нара (зона Вилсона) (опыт работы ЦВД блоков с прямоточными парогенераторами пока еще не велик). При рассмотрении проблем коррозии в зоне начала влагообразования важно изучить поведение примесей, содержащихся в паре. Из-за наличия сепаратора концентрация этих загрязнений на входе в промперегреватель очень низка, причем при прохождении через промперегреватель концентрация большинства примесей сильно снижается. Однако вследствие очень низких давлений возможная степень неравномерности распределения тех или иных загрязнений между паровой и жидкой фазой чрезвычайно велика, и в принципе при достижении термодинамического равновесия это может привести к концентрациям в жидкой фазе, превышающим средние концентрации в потоке 10 — 10 раз. Специфика рабочего процесса турбины делает исследования этой проблемы исключительно трудными. [c.34]

В условиях парогенераторов или промиерегревателей, т. е. при сравнительно медленно протекающих процессах, сейчас уже возможно с большей или меньшей степенью достоверности использовать термодинамические равновесные значения коэффициентов распределения между фазами. Несмотря на определенные трудности вследствие недостатка термодинамических величин при низких давлениях и особенно отсутствия данных для расчета кинетики процессов тепломассообмена, все же концепция рассмотрения процессов коррозии с позиций локальной концентрации примесей в жидкой фазе является сейчас более или менее общепринятой. [c.34]

Еш е активнее происходит коррозия в растворе NaOH. При условиях, типичных для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, в парогенераторе ВВЭР возможны концентрации до -—40 % и в промперегревателе ( — 1,0 МПа) до — 60%. Особенно большими могли бы быть концентрации в пароперегревателе реакторов с жидкометаллическим охлаждением, где при давлении порядка 15,0 МПа и температуре стенки до 520—530 °С могут суш е-ствовать растворы с концентрацией — 90%. Однако в реальных условиях повышение концентрации в жидкой фазе ограничивается переходом Na l и NaOH в пар, определяемым исходной концентрацией этих соединений в потоке пароводяной смеси и условиями массообмена между ядром двухфазного потока и пристенным слоем жидкости. Как было показано в этой главе, в условиях нормально развиваюш егося пузырькового режима кипения массообмен весьма интенсивен и степень концентрирования не превышает 5—10, что совершенно безопасно с точки зрения коррозии, так как исходные средние концентрации в двухфазных потоках АЭС определяются в худшем случае десятками мкг/кг. Однако в условиях высыхания пленки, когда, как было показано ранее в гл. 3, срыв воды с гребней волн и пузырьковый унос воды с пленки по мере утонения последней стремится к нулю, степень концентрирования может быть чрезвычайно высокой. [c.227]

Как известно, в двухкоптурпых схемах водный режим турбоустановок АЭС поддерживается щелочным за счет использования летучих щелочей, обычно аммиака и гидразина. Эти щелочи, концентрируясь иреимущест-вепно в паровой фазе, не представляют собой какой-либо опасности в части электрохимической коррозии турбин. В установках с кипящими реакторами применяется нейтральный режим без дозирования тех или иных веществ. В этих условиях содержание коррозионно-агрессивных примесей в паре, поступающем в турбины АЭС, чрезвычайно мало, и нужны очень высокие степени концентрирования этих примесей в жидкой фазе, чтобы вызвать коррозионные повреждения элементов проточной части турбин. Сложность физико-химических, гидродинамических и массообменных процессов, особенно при очень большой скорости изменения параметров пара в процессе расширения его в турбине, делают затруднительным даже качественный анализ процессов концентрации примесей в жидкой фазе, возникающей в процессе протекания пара через турбину. При оире-деленных условиях коррозионно-активные примеси, как было показано в гл. 1, могут существовать в виде следов жидкой или твердой фазы уже на входе в ЦИД. [c.301]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...