Антикорозийка для порогов: Антикор порогов💥, цены на антикоррозийную обработку порога авто в СПб

Ваше сообщение получено

В ближайшее время по указанному номеру с Вами свяжется наш специалист

Обработка антикором это довольно эффективная мера по защите кузова авто от коррозии, но не стоит думать, что если вы сделали антикор, то это на всегда, мы конечно же используем качественные составы для обработки авто, нам важно, что бы обработка была качественной и клиент остался доволен. В срднем процедуру обработки антикором необходимо повторять раз в 2-3 года, так как антикоррозийное покрытие со временем теряет свои свойства. Простыми словами антикоррозийная обработка максимально оттягивает момент появления ржавчины на кузове, а так же поможет отсрочить возникновение и развитие очагов коррозии.

Здесь важную роль играет как говорилось и состав и способ его нанесения, мы соблюдаем технологию и вы можете в этом сами убедиться, мы не прячемся за воротами сервиса, вы лично можете присутствовать при обработке вашего авто и увидеть, что мы делаем все на совесть.

Позвоните нам!

Если Вам нужен ремонт и у Вас есть вопросы, то просто позвоните нам. Предоставим всю необходимую информацию, сориентируем по ценам и запишем Вас на удобное время для ремонта или осмотра.

Как происходит процесс обработки?

Первым делом автомобиль нужно тщательно подготовить, подготовка включает тщательную мойку автомобиля, при чем удаляется грязь из всех труднодоступных мест, таких как колесные арки, дно автомобиля, здесь нужно быть очень внимательными и удалить всю грязь без остатка.

После чего мы сушим автомобиль, в холодную погоду мы используем для сушки тепловую пушку, так получается быстрее и эффективнее.

После уже второй этап подготовки кузова к обработке, который включает демонтаж декоративных элементов авто, которые закрывают пороги, стойки и все остальные элементы которые будут мешать обработке. После того как кузов подготовлен, мы поднимаем его на подъемнике.

Далее начинается сам процесс обработки дна автомобиля, арок, порогов. Что касается скрытых полостей, то состав впрыскивается в них через штатные технологические отверстия , состав впрыскивается в виде тумана и распыляется внутри полостей оседая уверенным слоем. Для труднодоступных мест мы используем насадки различного диаметра. Скрытые полости после закрываются заглушками.

Далее идет сборка и установка снятых запасных частей и декоративных элементов.

После нанесения покрытия автомобиль тщательно сушится, но состав схватывается примерно в течении 1-2 суток, так что в это время его лучше не эксплуатировать интенсивно, лучше подождать пока состав схватится, так будет надежнее, что мы собственно всем советуем.

Многие спрашивают, можно ли сделать антикор только скрытых полостей авто? Да конечно можно, ведь не мало автомобилистов обрабатывают исключительно скрытые полости, либо только днище и арки.

Если вам необходимо сделать антикоррозийную обработку кузова авто, то обращайтесь, мы сделаем все в лучшем виде. Для записи и консультации просто позвоните нам по номеру телефона 8-912-313-09-90, мы ответим на все ваши вопросы и договоримся на время в которое вы сможете к нам приехать. 

Меркасол66, центр антикоррозийной обработки в Екатеринбурге на Прониной, 52 — отзывы, адрес, телефон, фото — Фламп

После покупки TLC остро встал вопрос в ПРАВИЛЬНОЙ обработке кузова, рамы и днища автомобиля. И вот фортуна улыбнулась. Меркасол 66 Я нашел по-настоящему правильную антикорозийную обработку. Небольшое отступление: На протяжении многих лет и владения разными автомобилями, я всегда сам делал антикорозийку, применяя разные составы, разные методики…

Показать целиком

После покупки TLC остро встал вопрос в ПРАВИЛЬНОЙ обработке кузова, рамы и днища автомобиля. И вот фортуна улыбнулась. Меркасол 66 Я нашел по-настоящему правильную антикорозийную обработку. Небольшое отступление: На протяжении многих лет и владения разными автомобилями, я всегда сам делал антикорозийку, применяя разные составы, разные методики зачистки, цинкование, фосфатирование, зачистка до голого железа дрелями, стальными щетками, и т.д. но это давало эффект на 2-3 года, и снова все приходилось делать заново. Вылезала ржа, пучило нанесенные составы, пузырилась краски, короче морока и гемор. Приехав к правильным пацанам, мы долго беседовали по поводу коррозии и защиты. Короче, парни хорошо шарят в антикорозийке и что самое главное, понимают механизм образования и защиты от коррозии. И понеслось, … согласовали фронт работ.

1. Сначала первая мойка днища с моющими средствами, просушка.

2. Снятие подкрылков, бамперов, различных накладок на пороги и т.д. короче-все-все-все навесное. (Внимание! Рекомендую приехать после этого этапа, посчитать все необходимые для новой установки пистоны, заглушки, болты ) я весь комплект метизов и пистонов смог собрать только за 7 дней. объехав весь город.

3. 6 раз мойка кузова моющими средствами, с обязательной просушкой и вымывание грязи из всех труднодоступных мест и мертвых зон. (рама, скрытые полости) Просушка нужна для того, чтобы увидеть где еще есть грязь. видно хорошо только на сухом. Инспекционной камерой залезли во все дырочки.

4. После всех водных процедур, нами были выявлены дефекты порогов и рамы (даже была сквозная коррозия).

5. Пескоструйные работы. зачистка всех рыжиков, бляшек, вздутий заводского грунта и т.п.

6. Вырезали и заварили гнилые дыры, провели диагностику толщины металла. (в 1 месте еще расковыряли одну будущую дырку).

7. Грунт, сушка.

8. Антикорозийка, сушка.

9. Проливка скрытых полостей, порогов, дверей, внутренних поверхностей рамы,

10. Опять сушка. Еще раз контрольный обход и проверка везде ли антикорозийка легла ровным слоем. (в одном месте пришлось еще пролить).

11. Одевание всех навесных элементов с новыми пистонами и болтами. срок всех работ с сушками, мойками составил почти месяц. Да, долго. Но вы просто представьте, сколько весной сохнут скрытые полости, даже с принудительной сушкой? А сохнет меркасол, тоже не быстро. Резюме: если хотите сделать качественно, немного сэкономить денег, то конечно вам потребуется уделить и свое время. (поиск качественных пистонов, поиск и покупка например брызговика вместо порвавшегося). Качество не терпит спешки.

Антикоррозийная обработка кузова автомобилей в Томске

Каждому автомобилисту хочется, чтобы его машина выглядела презентабельно. К сожалению, при постоянной эксплуатации на отечественных дорогах, при обработке которых используются агрессивные реагенты, рано или поздно начинается формирование коррозии. Из-за появившихся  очагов коррозии автомобиль теряет внешнюю привлекательность. Таким образом, антикоррозийная обработка автомобиля – обязательное мероприятие, благодаря которому можно добиться необходиомй защиты транспортного средства. Важно, чтобы данная манипуляция была проведена как можно раньше, до того момента, как на кузове образуется ржавчина. Небольшие очаги ржавчины со временем увеличиваются и наносят серьезные повреждения кузовным элементам. Вместо проведения затратного кузовного ремонта в Томске рекомендуем провести антикоррозийную обработку.

Обработка не исключает полностью развитие коррозии, но существенно отодвигает сроки. Наша компания использует профессиональные антикоррозийные материалы и держит в штате исключительно квалифицированных мастеров. Посредством грамотной антикоррозийной обработки днища можно надежно защитить машину и минимизировать вероятность повяления очагов коррозии. Мы обработаем и нижнюю часть кузова, и внутренние полости, в которые также могут попасть реагенты и влага. Таким образом, достигается абсолютная защита автомобиля.

Антикоррозийная обработка кузова ведется по четко отработанной схеме, что повышает качество конечного результата:

• Все детали тщательно отмываются от загрязнений и следов реагентов, после чего высушиваются.
• Обработка грунтом, дающей дополнительную защиту.
• Сверление отверстий для доступа в технологические полости, внутренние поверхности которых также нуждаются в тщательной обработке.
• Обработка составом швов, колесных арок и всех основных плоскостей, находящихся в непосредственном контакте с опасной средой.

Практика и многочисленные отзывы клиентов наглядно демонстрируют, что подобный подход дает гарантию идеального результата, результат сохраняется долгие годы, автомобиль всегда радует вас великолепным внешним видом.

Наши антикоррозийные покрытия ( цинковые, мастико-битумные, антигравийные HB BODY, U-POL, 3М, Novol, RAPTOR U-POL) отличаются эффективностью, сотрудники – огромным опытом. Мы всегда индивидуально подходим к решению каждой задачи, благодаря чему уверены в результате!

Anti-Corrosion — обзор | Темы ScienceDirect

8.2 Трубопроводы и управление рисками

Нефть и газ в основном транспортируются по трубопроводу или серии трубопроводов, как над землей, так и под землей (рис. 8-3). Трубопроводы проходят между провинциями, штатами и странами. Газ движется по трубопроводам под давлением больших компрессоров. Некоторые компрессоры работают на природном газе, поступающем из самого трубопровода, а некоторые — на электричестве. Сырая нефть также перекачивается по трубопроводам, которые часто проходят в экологически уязвимых районах.

Рисунок 8-3. Нефтепровод Аляска.

Трубопроводные системы, устанавливаемые как под землей, так и над землей, часто могут быть повреждены в результате различных работ. Наиболее частая причина — перфорация трубы или полный перелом. Газ будет выпускаться в окружающую среду со скоростью, зависящей от диаметра отверстия и давления внутри трубы. В конце концов, выпуск будет остановлен автоматически с помощью регулятора, как реакция на чрезмерный расход, или даже вручную.Отказ трубопроводов природного газа может произойти из-за стихийных бедствий или техногенных катастроф, таких как землетрясение, ураган, саботаж, избыточное давление, наводнение, коррозия или усталостные отказы. На частоту отказов также влияют проектные факторы, условия строительства, политика технического обслуживания, использование технологий и факторы окружающей среды. Все виды аварий на трубопроводах определяются путем оценки рисков и управления ими (Ramanathan 2001). Оценка риска — это процесс получения количественной оценки риска путем оценки его вероятности и последствий.Риск обычно относится к возможности причинения вреда человеку. Этот риск представляет собой опасный сценарий, который представляет собой физическую или социальную ситуацию. В случае обнаружения это может вызвать ряд нежелательных последствий.

Выход из строя трубопроводов является потенциально опасным событием, особенно в городских районах и вблизи дорог. Следовательно, люди, находящиеся рядом с маршрутами трубопроводов, подвергаются значительному риску выхода из строя трубопровода. Опасное расстояние, связанное с трубопроводом, составляет от менее 20 метров для меньшего трубопровода при более низком давлении до более 300 метров для большего трубопровода при более высоком давлении (Jo and Ahn 2002).Поэтому очень важно изучить уровень безопасности трубопровода для лучшей оценки рисков и управления ими.

Оценка рисков касается безопасности, защиты окружающей среды, финансового менеджмента, разработки проектов или продуктов, а также многих других сфер деятельности. В секторе трубопроводов оценки рисков в основном рассматриваются в отношении безопасности трубопроводов, необходимой для защиты жизни людей, окружающей среды и имущества в результате аварийных ситуаций, связанных с отказом трубопровода. Трубопровод может выйти из строя и выбросить нефть или природный газ в окружающую среду, что может вызвать множество проблем, включая ухудшение состояния окружающей среды и гибель людей из-за воспламенения.

Основной причиной оценки риска является оценка вероятности возможных угроз, которые могут привести к отказу в определенном месте на трубопроводе, и возможных последствий. Эта оценка проводится путем определения конкретных характеристик трубопровода в любом заданном месте, а также уникальных характеристик окружающей местности. Восприимчивость трубопровода к отказу и его воздействиям зависит от множества характеристик, таких как тип и состояние покрытия трубы, состояние почвы вокруг трубы, расстояние трубопровода от конкретного места, содержимое трубопровода и т. Д.

Для определения индивидуального риска взрыва необходимы данные о пределах воспламеняемости в трубопроводе природного газа. Пределы воспламеняемости — это обычно используемые индексы для представления характеристик воспламеняемости газов. Критерий предела воспламеняемости и другие связанные параметры широко обсуждались в литературе (Vanderstraeten et al. 1997; Kenneth et al. 2000; Kevin et al. 2000; Pfahi et al. 2000; Wierzba and Ale 2000; Mishra and Rahman). 2003; Такахаши и др. 2003).

Hossain et al. (2005) изучали воспламеняемость и оценку индивидуальных рисков для трубопроводов природного газа. Они разработали комплексную модель для индивидуальной оценки риска, для которой были объединены предел воспламеняемости и существующий индивидуальный риск для аварийного сценария. Их модель направлена ​​на определение основной аварийной зоны в местности, окруженной трубопроводами, и для любого сценария оценки рисков газопровода. Hossain et al. (2005) также проверили модель, используя имеющиеся полевые данные.Однако они предполагают 10% -ный риск аварии из-за воспламенения при авариях на трубопроводе природного газа. Сценарий аварии может иметь любой процент в пределах предельного значения. Hossain et al. (2007) применили ту же модель для проверки различных случайных сценариев. Для тематического исследования в этой главе рассматривается уровень аварийности 1–20%, что является консервативным показателем при оценке риска.

В случаях оценки риска Fabbrocino et al. (2005) сообщили, что оценка всегда должна быть как можно более консервативной.Они также добавили, что какой бы ни была окончательность оценки, всегда следует учитывать «худший случай». При возникновении неопределенностей следует принимать во внимание детерминированную оценку, даже в рамках вероятностной оценки безопасности. Этот подход особенно эффективен, когда при оценке риска учитывается допущение о позднем или раннем возгорании.

Оценка риска для здоровья человека определяет, насколько опасна авария на трубопроводе для здоровья человека. Основная цель этой оценки — определить безопасный уровень загрязняющих веществ или выбросов токсичных соединений, таких как нефть и природный газ из трубопровода.В случае отдельных людей это стандарт, при котором вредное воздействие на здоровье маловероятно. Он также оценивает текущие и возможные будущие риски. В этом разделе рассматривается индивидуальный риск воспламенения природного газа для здоровья человека. Целью этого исследования является управление рисками до приемлемых уровней, а также включение информации об оценке рисков для планирования и развития трубопроводных сетей для менеджеров по рискам.

Для определения индивидуального риска взрыва необходимы данные о пределах воспламеняемости в трубопроводе природного газа.Пределы воспламеняемости — это обычно используемые индексы, которые представляют характеристики воспламеняемости газов. Эти пределы могут быть определены как такие отношения топливо-воздух, при которых возможно распространение пламени и за пределами которых пламя не может распространяться. По определению существует два предела воспламеняемости, а именно нижний предел воспламеняемости (LFL) и верхний предел воспламеняемости (UFL). LFL можно определить как наименьший предел топлива, до которого может распространяться пламя, причем наивысший предел — это UFL (Liao et al. 2005).Предел воспламеняемости, критерий и другие связанные параметры широко обсуждались в литературе (Vanderstraeten et al. 1997; Kenneth et al. 2000; Kevin et al. 2000; Pfahi et al. 2000; Wierzba and Ale 2000; Mishra and Rahman). 2003; Такахаши и др. 2003).

8.2.1 Управление рисками трубопроводов

Хотя подземное заглубление трубопроводов рекомендуется, оно не предотвращает возникновения аварий, утечки газа и выхода трубопровода из строя. На входах и выходах трубопроводов с различных объектов должны быть предусмотрены средства аварийной изоляции.Для обеспечения целостности трубопроводы следует регулярно проверять на наличие повреждений и утечек в уязвимых местах, включая сварные соединения и фланцевые соединения. Обычно они проверяются с помощью таких методов тестирования, как ультразвук, рентген и проникающие красители.

Основным фактором, влияющим на опасные происшествия на трубопроводе при нормальных условиях, является коррозия. Поэтому важно заботиться о трубопроводах, используя соответствующие антикоррозионные материалы. Кроме того, отказ трубопровода может быть результатом действий третьих лиц, саботажа или стихийных бедствий.На рисунке 8-4 показан подход к управлению рисками для трубопроводов природного газа, состоящий из следующих этапов:

Рисунок 8-4. Управление рисками для газопроводов.

•

Идентификация трубопроводной системы

•

Операционная информация

•

Оценка рисков

•

Стратегия

•

Действия

•

Оценка

8.2.2 Оценка риска для здоровья человека

К различным компонентам относятся планирование и определение объема работ, оценка воздействия, острые опасности, токсичность и характеристика риска. Основные компоненты оценки риска для здоровья человека показаны на Рисунке 8-4. Для эффективной оценки рисков необходимо «планирование и анализ» информации и данных. Это должно быть сделано до полевых исследований и определения характеристик участка.

Вторым этапом оценки риска для здоровья человека является «оценка воздействия» (рис. 8-5).Оценка воздействия относится к контакту людей с природным газом. Этот процесс учитывает время, продолжительность и частоту контакта химических веществ с людьми в прошлые, настоящие и будущие периоды времени. В случае оценки риска для человека, «острые опасности» означают условия, которые создают возможность травм или ущерба из-за мгновенного или кратковременного воздействия последствий аварийного выброса. В данном исследовании речь идет в основном о воспламеняемости природного газа.

Рисунок 8-5.Различные компоненты оценки рисков для здоровья человека.

«Идентификация опасностей» — это процесс определения того, может ли воздействие природного газа вызвать увеличение частоты конкретного неблагоприятного воздействия на здоровье. Как правило, это достигается за счет реакции на дозу определенных химических веществ. Процесс «характеризации риска» представляет собой синтез результатов всех других этапов и определяет, насколько опасна авария. Также рассматриваются основные предположения и научные суждения. Наконец, есть оценки характеристик риска неопределенностей, заложенных в оценке.

8.2.2.1 Уровни риска для здоровья человека

Трубопроводы транспортируют природный газ, содержащий метан, этан, пропан, изобутан, нормальный бутан, изопентан, нормальный пентан, гексаны плюс, азот, диоксид углерода, кислород, водород и сероводород. Кислый газ содержит большее количество сероводорода. В случае аварии на трубопроводе все эти соединения выбрасываются. Из-за горючести и воздействия всех этих соединений существуют разные уровни риска. Недавно (май 2006 г.) более 150 человек погибли из-за возгорания, вызванного авариями на трубопроводе.

Сообщается, что разорвавшийся топливопровод взорвался и загорелся недалеко от Лагоса, Нигерия (IRIN 2006). По этому трубопроводу топливо транспортируется со склада в порту Лагос для внутреннего использования внутри страны. Жертвами стали жители бедных рыбацких деревень. Аварии на трубопроводах — обычное дело в странах третьего мира, таких как Нигерия, богатая нефтью африканская страна. В 1998 году также сообщалось, что более 1000 человек погибли из-за аварии с возгоранием в Джесси, недалеко от нефтяного города Варри, в дельте Нигера (IRIN 2006).

В вышеприведенном отчете об аварии показано, что из-за сильной воспламеняемости судьба — верная смерть, но воздействие других компонентов, таких как сероводород, приводит к разным уровням риска. В Таблице 8-1 показаны различные уровни риска, вызванного сероводородом. Это явление следует серьезно рассматривать в случае высокосернистого газа, где концентрация сероводорода выше. Обычно типичное содержание серы составляет 5,5 мг / м ³ , что включает 4,9 мг / м ³ серы в одоранте (меркаптане), добавленном в газ по соображениям безопасности.

Таблица 8-1. Уровни риска для здоровья человека

Источник: Guidotti (1994)

Copyright © 1994

8.2.2.2 Горючие свойства природного газа

Как упоминалось ранее, природный газ имеет чрезвычайно высокий риск воспламенения из-за своего состава. Чтобы понять риск воспламеняемости, его горючие свойства представлены в Таблице 8-2. Обратите внимание, что характеристики горения зависят от состава, но общие оценки приведены в этой таблице. Показанные свойства являются средними по системе Union Gas (Union Gas 2006).

Таблица 8-2. Типичные характеристики горения природного газа

Источник данных: Union Gas (2006)

Copyright © 2006

8.2.3 Оценка риска

Чтобы оценить риск, связанный с трубопроводом природного газа, необходимо оценить вероятные нежелательные последствия, возникшие в результате утечки или разрыва.

Количественный риск можно оценить по пределу воспламеняемости для трубопровода природного газа. Риски были описаны как индивидуальный риск, социальный риск, максимальный индивидуальный риск, средний индивидуальный риск для населения, подвергшегося воздействию, средний индивидуальный риск для всего населения и средний уровень смертности (TNO Purple Book 1999; Jo and Ahn 2002, 2005).

Интенсивность отказов трубопроводов зависит от различных параметров, таких как состояние почвы, тип и свойства покрытия, конструктивные соображения и возраст трубопровода.Итак, протяженный трубопровод разбивается на участки из-за значительного изменения этих параметров. Учитывая постоянную интенсивность отказов, индивидуальный риск можно записать как (Jo and Ahn 2005):

(8.1) IR = ∑iφi∫l − l + pidl

, где

φ _i = Failure ставка на единицу длины трубопровода, связанная со сценарием аварии, i , из-за состояния почвы, покрытия, конструкции и возраста

l = длина трубопровода

p _i = летальность связанный со сценарием аварии, i

l _± = Концы взаимодействующего участка трубопровода, в котором авария представляет опасность для определенного места

Выброс газа через отверстие в трубопроводе вызывает взрыв и пожар в трубопроводе природного газа и на прилегающей территории.Затронутый участок создает опасное расстояние. Скорость выброса природного газа и опасное расстояние коррелированы (Jo and Ahn, 2002):

(8,2) rh = 10,285Qeff

, где

Q _eff = Эффективная скорость выброса из отверстия в трубопровод, по которому проходит природный газ

r _h = Опасное расстояние

Опасное расстояние — это расстояние, на котором существует более 1% вероятности летального исхода из-за радиационной теплоты струйного огня от разрыва трубопровода.На рис. 8-6 показаны геометрические отношения между переменными в указанном месте газопровода. Из этого рисунка, взаимодействующий участок прямого трубопровода, ч от указанного места, оценивается по уравнению 8.3 (Джо и Ан 2005):

Рисунок 8-6. Индивидуальные переменные риска.

(8,3) l ± = 106Qeff-h3

Джо и Ан (2005) показывают различные причины отказа в зависимости от размера отверстия и других действий. Внешнее вмешательство со стороны сторонних организаций является основной причиной основных аварий, связанных с размером ствола скважины.Следовательно, для анализа внешних помех требуется более подробная концепция. Действия третьих лиц зависят от нескольких факторов, таких как диаметр трубы, глубина покрытия, толщина стенки, плотность населения и методы предотвращения. Частота отказов трубопровода оценивалась некоторыми исследователями (Джо и Ан 2005; Джон и др. 2001).

8.2.4 Влияние состава на предел воспламеняемости

Обычно проводится экспериментальное исследование для изучения эффектов концентрации или разбавления в природном газе — воздушной смеси путем добавления газа CO ₂ , N ₂ .Диапазон предельных значений составляет 85–90% для N ₂ и 15–10% для CO ₂ по объему. Это практическое рассмотрение стехиометрического сжигания природного газа при температуре окружающей среды. Эксперименты по воспламеняемости проводились для моделирования реальных взрывов, чтобы выявить и предотвратить опасности в практических приложениях (Liao et al. 2005). В таблице 8-3 приведены данные о предельных значениях воспламеняемости для пламени метан-воздух и природного газа-воздуха (Liao et al. 2005).

Таблица 8-3. Данные о пределе воспламеняемости (об.%) Для пламени метан-воздух и природный газ-воздух (спокойные смеси с искровым зажиганием)

LFL зависит от состава топливной смеси в воздухе. Это значение можно оценить по правилу Лешателье (Liao et al. 2005):

(8,4) LFL = 100∑ (Ки / LFLi)

, где

LFL = нижний предел воспламеняемости смеси (об.% )

C _i = Концентрация компонента, i в газовой смеси на безвоздушной основе (об.%)

LFL _i = Нижний предел воспламеняемости для компонента , и (т.%)

Оценка правила Лешателье приведена в Таблице 8-3. Зависимость предела воспламеняемости природного газа от концентрации этана была изучена Liao et al. (2005) (рис. 8-7). Показано, что область воспламеняемости несколько расширяется с увеличением содержания этана в природном газе. LFL составляет почти 5% по объему, а UFL — около 15%. Пределы воспламеняемости составляют от 3% до 12,5% по объему для смеси этан-воздух. Их эквивалентные отношения 0,512 и 2.506. Соотношения для метана составляют 0,486 и 1,707 соответственно. Следует отметить, что увеличение содержания этана в природном газе увеличивает коэффициент эквивалентности UFL, но при этом не происходит заметного изменения LFL. Liao et al. (2005) показывает влияние соотношения разбавителей ( φ _r ) на коэффициент воспламеняемости. Увеличение соотношения разбавителей уменьшает область воспламеняемости. Причина в том, что добавление разбавителей снижает температуру пламени, что снижает скорость горения.Таким образом, сужается предел воспламеняемости. Обычно CO ₂ оказывает большее влияние, чем добавка N ₂ . Шебеко и др. (2002) представили аналитическую оценку пределов воспламеняемости тройных газовых смесей топливно-воздушного разбавителя.

Рисунок 8-7. Зависимость пределов воспламеняемости ПГ от этана.

8.2.5 Индивидуальный риск, основанный на воспламеняемости

На рисунке 8-8 показана случайная зона, основанная на базовой гидродинамике. Сценарий аварии представляет эту случайную зону.Если произойдет взрыв, случайная зона будет охвачена метательной теорией гидродинамики. Эта концепция является основным отличием от модели Джо и Ан (2005), которая показана на рис. 8.8. Здесь основной причиной инцидента считается авария из-за воспламенения. OB — это максимальное расстояние, пройденное пламенем, в пределах которого вероятен смертельный исход или травма (Рисунок 8-8). BA и BC — это максимальные расстояния, пройденные пламенем.

Рисунок 8-8. Связь переменных, связанных с IR _f .

Скорость природного газа, выходящего через отверстие, можно записать как

(8,5) u = 1,273qmindhole2

, где

q _min = Минимальный расход газа, выделяющийся через отверстие, вызывающий взрыв = f ( u, d _{отверстие} )

d _{отверстие} = Диаметр отверстия, через которое проходит газ.

Опасное расстояние или максимальное расстояние, которое могут пройти частицы газа, можно записать как

(8.6) hmax = 12ut cos α

, где

h _max = Опасное расстояние

u = Скорость газа

т = Время в пути до опасного расстояния

α = Угол между скоростью газа и опасным расстоянием

На рисунке 8-8 показаны геометрические отношения между переменными в определенном месте от газопровода. Из этого рисунка, взаимодействующий участок прямого трубопровода, l _± из определенного места B, и угол α оцениваются как

(8.7) l ± = 12ut sin α

и

(8,8) α = tan-1 (lhmax)

Индивидуальный риск ( IR _f ) из-за предела воспламеняемости в естественном трубопроводе можно записать как

(8.9) IRf = ∑iφi100∫-l + l∫0hmax (UFLi-LFLi) dhdl

, где

φ _i = интенсивность отказов на единицу длины трубопровода, связанная со сценарием аварии , i из-за воспламеняемости

л = длина трубопровода

UFL = верхний предел воспламеняемости

LFL = нижний предел воспламеняемости

9 Концы взаимодействующих участков трубопровода, в которых авария представляет опасность для конкретного места.

На Рисунке 8-9 показано количество инцидентов с удалением трубопровода от источника газа. Данные были собраны из сводной статистики инцидентов Управления безопасности трубопроводов США с 1986 по август 2005 г. (Hossain et al. 2006a). Количество инцидентов колеблется в пределах 67 775 и 259 136 миль. Однако за пределами этого расстояния частота инцидентов демонстрирует ненормальную картину. Это может быть вызвано другими факторами, такими как стихийное бедствие, деятельность человека и т. Д.

Рисунок 8-9. Инцидент, связанный с протяженностью трубопровода.

Нет доступной информации, которая касалась бы как предела воспламеняемости, так и летальности для измерения индивидуального риска. Получить данные сложно из-за воспламеняемости на месте аварии. В этом исследовании предполагается, что 10% аварийных сценариев связаны с воспламеняемостью. Предлагаемая модель (уравнение 8.9) тестируется с использованием 10% случайного сценария. Результаты показывают индивидуальный риск, связанный с воспламеняемостью, с количеством травм (рис. 8-10).Нормальный тренд кривой увеличивается с увеличением количества инцидентов, что приводит к отдельному сценарию аварий из-за воспламеняемости. Эта диаграмма также показывает, что существует большое влияние воспламеняемости на случай аварии.

Рисунок 8-10. Индивидуальный риск из-за воспламеняемости и количества травм.

На рис. 8-10 показана вероятность индивидуального риска из-за воспламеняемости в зависимости от расстояния трубопровода с использованием уравнения 8.9. Здесь предполагается, что UFL и LFL равны 15.6 и 5.0 соответственно. Для расчета данного тематического исследования q _мин рассматривается как 1 футов ³ / сек, α = 45 °, t = 1 мин и d _{отверстие} = 0,5 фута. Доступная литература показывает, что максимальное значение h составляет 20 м, а l — 30 м. Здесь расчет показывает, что h составляет 80,5 футов, а l составляет 129,93 футов. Эти значения кажутся разумными. Индивидуальный риск воспламенения снижается по мере удаления трубопровода от центра подачи газа.Тем не менее, эта тенденция имеет тенденцию быть непредсказуемой и более частой в случае аварии на участке трубопровода длиной 124 931 миля. Этот график также показывает, что существует большое влияние воспламеняемости на случайный сценарий.

Комбинируя уравнения 8.1 и 8.9, получается комбинированный индивидуальный риск в трубопроводе природного газа:

(8.10) IRT = IR + IRf

Это представляет собой реальный сценарий индивидуального риска из-за летальности и воспламеняемости природного газа. . Смертоносность трубопровода природного газа зависит от рабочего давления, диаметра трубопровода, расстояния от источника газа до трубопровода и длины трубопровода от газоснабжения или компрессорной станции до точки отказа.

Hossain et al. (2006a) продемонстрировали концепцию индивидуального риска из-за воспламеняемости в местности с густонаселенностью. Рисунок 8-8 был перерисован из этой ссылки, где был представлен подробный анализ. Несчастный случай из-за возгорания рассматривается здесь как основная причина происшествия. OB — это максимальное расстояние, пройденное пламенем, в пределах которого возможен смертельный исход или травма. BA и BC — это максимальные расстояния, пройденные пламенем.

Индивидуальный риск ( IR _f ), связанный с пределом воспламеняемости в естественном трубопроводе, можно записать как

(8.11) IRf = ∑iφi100∫-l + l∫0hmax (UFLi-LFLi) dhdl

, а общий индивидуальный риск можно записать как

(8.12) IRT = IR + IRf

, где

φ _i = интенсивность отказов на единицу длины трубопровода, связанная со сценарием аварии, i из-за воспламеняемости

l = длина трубопровода, футов

UFL = верхний предел воспламеняемости

LFL = Нижний предел воспламеняемости

л _± = Концы взаимодействующего участка трубопровода, в котором авария представляет опасность для указанного места, футов

Таблица 8 -4 показывает различные данные по количеству смертей / травм в результате аварий с возгоранием природного газа на трубопроводе с 1985 по 2005 год.Данные были получены от Министерства безопасности трубопроводов США.

Таблица 8-4. Количество травм и данные о воспламеняемости для различных процентов (Hossain et al. 2006a)

Рисунок 8-11. Индивидуальный риск из-за воспламеняемости с количеством травм (Hossain et al. 2006a).

В настоящее время существует множество моделей для исследования индивидуального риска (John et al. 2001; Jo et al.2002, 2005; Fabbrocino et al. 2005). Однако нет доступной модели, которая учитывала бы как предел воспламеняемости, так и летальность для измерения индивидуального риска для здоровья человека. Получить данные по аварийному сценарию сложно из-за воспламеняемости. Основываясь на имеющейся информации и данных, касающихся этого вопроса, Hossain et al. (2006a) можно легко использовать для уверенной проверки любых наборов данных. В этом исследовании считается, что 1–20% аварийных сценариев связаны с воспламеняемостью (Hossain et al.2006 г.). Используя эти данные, модель (уравнение 8.1) тестируется, и результаты показаны на рисунках 8-12 и 8-13. Здесь предполагается, что UFL и LFL равны 15,6 и 5,0 соответственно. q _мин рассматривается как 1 футов ³ / сек, α = 45 °, t = 1 мин, и d _{отверстие} = 0,5 фута для тематического исследования. Имеющаяся литература показывает, что максимальное значение h составляет 66 футов, а l — 99 футов (Hossain et al. 2006a).Здесь расчет показывает, что h составляет 80,5 футов, а l составляет 129,93 футов, и эти значения кажутся разумными в данном случае.

Рисунок 8-12. Процент индивидуального риска из-за воспламеняемости с расстоянием трубопровода (1–18%).

Рисунок 8-13. Процент индивидуального риска из-за воспламеняемости с расстоянием трубопровода (20%).

В таблице 8-5 показаны различные индивидуальные риски, связанные с данными о воспламеняемости для разных расстояний трубопровода. Данные воспламеняемости были рассчитаны с использованием уравнения 8.11. Данные о жертвах / травмах от природного газа в авариях на трубопроводах относятся к 1985–2005 гг. Данные были получены от Министерства безопасности трубопроводов США.

Таблица 8-5. Индивидуальный риск из-за воспламеняемости с расстоянием трубопровода

На рис. 8-12 показан индивидуальный риск воспламенения в зависимости от расстояния трубопровода.Нормальный тренд кривой уменьшается с увеличением длины трубопровода, что приводит к отдельным сценариям аварий из-за воспламеняемости. График также показывает, что существует большое влияние воспламеняемости на случайные сценарии. Интересным моментом является то, что эта модель показывает, что риск опасности для здоровья человека из-за воспламеняемости в индивидуальных оценках риска природного газа ограничен 18% от общего фактора риска (рисунки 8-12 и 8-13). Эти цифры были получены с использованием данных, приведенных в Таблице 8-6.Результаты, превышающие 18% от общего индивидуального риска, не соответствуют другим процентам риска, и значения, показанные в расчетах, нереалистичны (рис. 8-14). Эта информация просто означает, что индивидуальный риск опасности для здоровья человека из-за воспламеняемости природного газа не превышает 18% индивидуального риска.

Таблица 8-6. Распределение природного газа в мире

Источник данных:

© 2005

Рисунок 8-14.Процент индивидуального риска из-за воспламеняемости в зависимости от расстояния трубопровода.

Обширные трубопроводные сети для системы газоснабжения сопряжены со многими рисками. Для обеспечения безопасности необходимо соблюдать соответствующее управление рисками. Индивидуальный риск — один из важных элементов количественной оценки риска. Учитывая ограничения в традиционной оценке риска, представлен новый метод измерения индивидуального риска, объединяющий все вероятные сценарии и параметры, связанные с практическими ситуациями, с учетом воспламеняемости газа.Эти параметры можно рассчитать напрямую, используя географические и исторические данные трубопровода. Использование предложенного метода может сделать управление рисками более привлекательным с практической точки зрения. Предложенная модель признана новаторской в ​​использовании статистических данных о трубопроводах и инцидентах. Метод может применяться для управления трубопроводом на этапах планирования, проектирования и строительства. Его также можно использовать для обслуживания и модификации трубопроводной сети.

(PDF) Эффективность ингибиторов в повышении порогового значения хлоридов для коррозии стали

Jin-xia XU et al.Водные науки и инженерия, июль 2013 г., т. 6, № 3, 354-363 363

ингибиторы в бетоне, могут привести к изменению порогового уровня хлоридов. Следовательно, результаты

, полученные в этом исследовании, все еще нуждаются в подтверждении дальнейшими исследованиями в реальных железобетонных конструкциях

.

Ссылки

Андраде, К., и Алонсо, К. 1996. Мониторинг скорости коррозии в лаборатории и на месте. Строительство и

Строительные материалы, 10 (5), 315-328.[DOI: 10.1016 / 0950-0618 (95) 00044-5]

Энн, К. Ю. и Сонг, Х. У., 2007. Пороговый уровень хлоридов для коррозии стали в бетоне. Коррозия

Science, 49 (11), 4113-4133. [doi: 10.1016 / j.corsci.2007.05.007]

Brundle, CR, Grunze, M., Mader, U., and Blank, N. 1996. Обнаружение и характеристика

ингибиторов коррозии на основе диметилэтаноламина на стальных поверхностях , I: Использование XPS и ToF-SIMS.

Анализ поверхности и интерфейса, 24 (9), 549-563.[doi: 10.1002 / (SICI) 1096-9918 (19960916) 24: 9 <

549 :: AID-SIA164> 3.0.CO; 2-Z]

De Rincón, OT, Pérez, O., Paredes, E ., Кальдера, Ю., Урданета, К., и Сандовал, И., 2002. Долгосрочная эффективность

ZnO в качестве ингибитора коррозии арматуры. Цемент и бетонные композиты, 24 (1), 79-87.

[doi: 10.1016 / S0958-9465 (01) 00029-4]

Фредериксен, Дж. М. 2009. О необходимости более точных пороговых значений для коррозии, инициированной хлоридом.

Материалы и коррозия, 60 (8), 597-601.[doi: 10.1002 / maco.2003]

Маммолити, Л., Ханссон, К. М., и Хоуп, Б. Б. 1999. Ингибиторы коррозии в бетоне, Часть II: Влияние на

хлоридов для коррозии стали в синтетических поровых растворах. Цемент и бетон

Research, 29 (10), 1583-1589. [doi: 10.1016 / S0008-8846 (99) 00137-4]

Ормеллезе, М., Больцони, Ф., Лаццари, Л., и Педеферри, П. 2008. Влияние ингибиторов коррозии на инициирование

хлорида -индуцированная коррозия железобетонных конструкций.Материалы и коррозия, 59 (2), 98-106.

[doi: 10.1002 / maco.200804155]

Song, HW, Saraswathy, V., Muralidharan, S., and Thangavel, K. 2008. Предел допуска хлорида для стали в цементном растворе

с использованием циклической поляризации техника. Журнал прикладной электрохимии,

38 (4), 445-450. [DOI: 10.1007 / s10800-007-9457-3]

Сойлев, Т. А., Ричардсон, М. Г. 2008. Ингибиторы коррозии для стали в бетоне: Отчет о современном состоянии.

Строительные и строительные материалы, 22 (4), 609-622. [DOI: 10.1016 / j.conbuildmat. 2006.10.013]

Трехо Д. и Пиллаи Р. Г. 2003. Ускоренное испытание пороговых значений хлоридов, Часть I: ASTM A615 и A706

арматура. Журнал материалов ACI, 100 (6), 519-527.

Валькарсе, М. Б., и Васкес, М. 2008. Пассивность углеродистой стали, исследованная в щелочных растворах: влияние

хлорид- и нитрит-ионов. Electrochimica Acta, 53 (15), 5007-5015. [DOI: 10.1016 / j.electacta.2008.01.091]

Valcarce, M. B., and Vazquez, M. 2009. Пассивность углеродистой стали, исследованная в растворах с низкой степенью карбонизации

: влияние хлорид- и нитрит-ионов. Химия и физика материалов, 115 (1), 313-321.

[doi: 10.1016 / j.matchemphys.2008.12.007]

Ван, Л. К., и Уэда, Т. 2009. Мезомасштабное моделирование диффузии хлоридов в бетоне с учетом

эффектов времени и температуры. Наука о воде и инженерия, 2 (3), 58-70.[doi: 10.3882 / j.issn.1674-

2370.2009.03.006]

Велле А., Ляо, Дж. Д., Кайзер, К., Грунце, М., Мадер, У., и Бланк, Н. 1997. Взаимодействие N,

N’-диметиламиноэтанола со стальными поверхностями в щелочных и хлорсодержащих растворах. Прикладной

Surface Science, 119 (3-4), 185-198. [DOI: 10.1016 / S0169-4332 (97) 00216-X]

Xu, J. X., Jiang, L.H., и Wang, J. X. 2009a. Влияние методов обнаружения на пороговое значение хлорида

коррозии стальной арматуры.Строительные и строительные материалы, 23 (5), 1902–1908.

[doi: 10.1016 / j.conbuildmat.2008.09.011]

Сюй, Дж. Х., Цзян, Л. Х. и Ван, К. 2009b. Конечно-элементная модель коррозии арматуры в бетоне.

Водные науки и инженерия, 2 (2), 71-78. [DOI: 10.3882 / j.issn.1674-2370. 2009.02.008]

(под редакцией Ye SHI)

Питьевая вода: ингибиторы фосфатной коррозии

Анализ кризиса питьевой воды во Флинте, штат Мичиган, 2014 г. показывает, что высоких уровней свинца в коммунальном хозяйстве можно было бы избежать, если бы город добавил в свои поставки ингибиторы фосфатной коррозии.Добавление фосфата в бытовую воду затрудняет растворение соединений свинца в трубах и уже несколько десятилетий используется для уменьшения загрязнения свинцом. Но существуют разные типы ингибиторов фосфатной коррозии, и водные системы должны учитывать, какой из них является оптимальным для контроля коррозии свинца.

Согласно федеральному правилу 1991 г. по свинцу и меди (LCR) и его пересмотренным изменениям, большие и некоторые малые системы водоснабжения должны рекомендовать Управлению первенства Закона о безопасной питьевой воде (обычно государству) оптимальную обработку для контроля коррозии (OCCT).Федеральные правила в 40 CFR 141.2 определяют «OCCT» как «антикоррозионную обработку, которая сводит к минимуму концентрации свинца и меди в кранах пользователей, одновременно гарантируя [sic], что такая обработка не приведет к нарушению системой водоснабжения каких-либо национальных нормативов первичной питьевой воды. . »

Требования OCCT различаются в зависимости от размера системы (т. Е. Обслуживаемого населения) с 50 000 человек в качестве порогового значения. Большинство систем, обслуживающих более 50 000 человек, должны были уложиться в сроки: в 1993 г. для определения и в 1997 г. для установки OCCT.Системы, обслуживающие 50 000 или менее человек, не обязаны проводить этапы антикоррозионной обработки (CCT), если они не превышают уровень воздействия свинца и / или меди.

В руководящем документе 2016 года Агентство по охране окружающей среды изучило ряд ОККТ, включая pH / щелочность / растворенные неорганические соединения (DIC) и силикатные ингибиторы коррозии, а также фосфаты. Наблюдения Агентства по фосфатам могут быть полезны для систем водоснабжения, которые должны рекомендовать ОККТ своим государственным службам питьевой воды.

• Ингибиторы коррозии на основе фосфатов — это химические вещества, в состав которых входит ортофосфат. Ортофосфат реагирует со свинцом и медью с образованием соединений, которые имеют сильную тенденцию оставаться в твердой форме и не растворяться в воде. Степень, в которой ортофосфат может контролировать выбросы свинца и меди, зависит от концентрации ортофосфата, pH, DIC и характеристик существующей шкалы коррозии (например, от того, содержит ли он другие металлы, такие как железо или алюминий).
• Ортофосфат доступен в виде фосфорной кислоты, в форме соли (калия или натрия) и в виде ортофосфата цинка. Фосфорная кислота — это обычная форма, доступная в концентрациях от 36 до 85 процентов. Поскольку это кислота, с ней требуется особое обращение. Недавние исследования показали, что ортофосфат цинка не обеспечивает дополнительного контроля над свинцом и медью по сравнению с ортофосфатом. Однако цинковые составы обеспечивают лучшую защиту от коррозии для цемента в условиях низкой щелочности / жесткости / pH.
• Полифосфаты — это полимеры, содержащие связанные ионы ортофосфата в различных структурах, которые используются в основном для связывания железа и марганца. Они работают, связывая или координируя металлы в своих структурах, поэтому они не могут осаждаться на раковину или одежду. Но полифосфаты также могут связывать свинец и медь, удерживая их в воде и фактически увеличивая риск заражения. Полифосфаты могут превращаться в ортофосфаты в системе распределения, но трудно предсказать, произойдет ли это и когда.Исследования подтвердили, что полифосфаты сами по себе неэффективны для контроля высвобождения свинца и меди.
• Смешанные фосфаты представляют собой смесь ортофосфатов и полифосфатов. Возможно, что смеси могут обеспечить как связывание металлов, так и уменьшить их высвобождение. Поставщики часто рекомендуют смешанные фосфаты в качестве стратегии контроля свинца и меди для систем с повышенным содержанием железа и марганца. Но EPA говорит, что смешанные фосфаты следует использовать с осторожностью, потому что они могут не действовать как ингибиторы коррозии строго в зависимости от концентрации и относительного количества ортофосфата.Кроме того, смешанные фосфаты должны содержать минимальные концентрации ортофосфатов в качестве отправной точки для оценки. Соотношение ортофосфатов в смеси и / или дозе может потребоваться увеличить, чтобы обеспечить адекватный контроль содержания свинца. Но простое добавление большего количества смешанного фосфата может быть неэффективным, потому что, если имеется избыток полифосфата, превышающий то, что связано с другими составляющими в воде, он может изолировать свинец и медь. EPA рекомендует демонстрационное исследование.
• Изменения в химическом ингибиторе, используемом для обработки, могут повлиять на высвобождение свинца и меди.Например, переход от ортофосфата к смешанному фосфату имеет большое значение, поскольку механизмы, с помощью которых два химических вещества контролируют высвобождение свинца, различны, а эффективность смешанных фосфатов зависит от других составляющих воды (например, кальция). Кроме того, переход на другого производителя смешанных фосфатов может повлиять на высвобождение свинца и меди, даже если процентное содержание ортофосфата в смеси одинаково.

Руководство EPA, Технические рекомендации по оценке оптимальной обработки для контроля коррозии для агентств Primacy и общественных систем водоснабжения , находится здесь.

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности. Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.

Настройка вашего браузера для приема файлов cookie

Существует множество причин, по которым cookie не может быть установлен правильно. Ниже приведены наиболее частые причины:

• В вашем браузере отключены файлы cookie. Вам необходимо сбросить настройки своего браузера, чтобы он принимал файлы cookie, или чтобы спросить вас, хотите ли вы принимать файлы cookie.
• Ваш браузер спрашивает вас, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались. Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файлы cookie.
• Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Если вы подозреваете это, попробуйте другой браузер.
• Дата на вашем компьютере в прошлом. Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г., браузер автоматически забудет файл cookie. Чтобы исправить это, установите правильное время и дату на своем компьютере.
• Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie. Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

Почему этому сайту требуются файлы cookie?

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу. Чтобы предоставить доступ без файлов cookie потребует, чтобы сайт создавал новый сеанс для каждой посещаемой страницы, что замедляет работу системы до неприемлемого уровня.

Что сохраняется в файле cookie?

Этот сайт не хранит ничего, кроме автоматически сгенерированного идентификатора сеанса в cookie; никакая другая информация не фиксируется.

Как правило, в файлах cookie может храниться только информация, которую вы предоставляете, или выбор, который вы делаете при посещении веб-сайта. Например, сайт не может определить ваше имя электронной почты, пока вы не введете его. Разрешение веб-сайту создавать файлы cookie не дает этому или любому другому сайту доступа к остальной части вашего компьютера, и только сайт, который создал файл cookie, может его прочитать.

— Система охлаждения и контроля отложений

Накипь и отложения в системе могут вызвать множество проблем в вашей работе. Узнайте больше о химических веществах SUEZ для борьбы с отложениями и отложениями.

Накопление отложений в системах охлаждающей воды снижает эффективность теплопередачи и пропускную способность системы распределения воды. Кроме того, отложения вызывают образование кислородных ячеек. Эти ячейки ускоряют коррозию и приводят к отказу технологического оборудования.Отложения варьируются от тонких, плотно прилипающих пленок до толстых студенистых масс, в зависимости от типа осаждения и механизма, ответственного за осаждение.

На формирование отложений сильно влияют параметры системы, такие как температура воды и поверхностного слоя, скорость воды, время пребывания и металлургия системы. Наиболее сильные отложения встречаются в технологическом оборудовании, работающем с высокими температурами поверхности и / или низкими скоростями воды. С введением высокоэффективного пленочного наполнения накопление отложений в набивке градирни стало проблемой (см. Рисунок 25-1).Депозиты в широком смысле классифицируются как накипь или загрязняющие вещества.

МАСШТАБ

Накипные отложения образуются в результате осаждения и роста кристаллов на поверхности, контактирующей с водой. Осаждение происходит, когда растворимость превышена либо в объеме воды, либо на поверхности. Наиболее распространенные соли, образующие накипь, которые откладываются на поверхностях теплопередачи, — это соли, которые обладают ретроградной растворимостью с температурой.

Хотя они могут быть полностью растворимы в объемной воде с более низкой температурой, эти соединения (например,(например, карбонат кальция, фосфат кальция и силикат магния) перенасыщаются водой с более высокой температурой, прилегающей к поверхности теплопередачи, и осаждаются на поверхности.

Масштабирование не всегда связано с температурой. Отложения карбоната кальция и сульфата кальция образуются на неотапливаемых поверхностях, когда их растворимость превышается в объеме воды (см. Рисунок 25-2). Металлические поверхности являются идеальными местами для зарождения кристаллов из-за их шероховатости и малых скоростей, прилегающих к поверхности.Ячейки коррозии на поверхности металла создают участки с высоким pH, которые способствуют осаждению многих солей охлаждающей воды. После образования отложения накипи инициируют дополнительное зародышеобразование, и рост кристаллов происходит с ускоренной скоростью.

Контроль накипи может быть достигнут за счет работы системы охлаждения в условиях недосыщения или за счет использования химических добавок.

Оперативный контроль

Самым прямым методом подавления образования отложений накипи является работа в условиях недосыщения, когда соли образующие накипь растворимы.Для некоторых солей достаточно работать при низких циклах концентрирования и / или контроля pH. Однако в большинстве случаев требуются высокие скорости продувки и низкий pH, чтобы растворимость не превышалась на поверхности теплопередачи. Кроме того, необходимо поддерживать точный контроль циклов pH и концентрации. Незначительные изменения химического состава воды или тепловой нагрузки могут привести к образованию накипи (см. Рисунок 25-3).

Химические добавки

Отложения можно эффективно контролировать с помощью изолирующих агентов и хелатов, которые способны образовывать растворимые комплексы с ионами металлов.Свойства осаждения этих комплексов не такие же, как у ионов металлов. Классическими примерами этих материалов являются этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА) для хелатирования кальциевой жесткости и полифосфаты для железа (рис. 25-4). Этот подход требует стехиометрических химических количеств. Поэтому его использование ограничено водами, содержащими низкие концентрации металла.

Ингибиторы пороговых значений. Агенты, контролирующие отложение, которые ингибируют осаждение при дозах, намного ниже стехиометрического уровня, необходимого для секвестрации или хелатирования, называются «пороговыми ингибиторами».«Эти материалы влияют на кинетику зародышеобразования и роста кристаллов солей, образующих накипь, и допускают пересыщение без образования накипи.

Пороговые ингибиторы действуют по механизму адсорбции. Когда ионные кластеры в растворе становятся ориентированными, образуются метастабильные микрокристаллиты (высокоориентированные ионные кластеры). На начальной стадии осаждения микрокристаллит может либо продолжать расти (образуя более крупный кристалл с четко определенной решеткой), либо растворяться. Ингибиторы пороговых значений предотвращают осаждение, адсорбируясь на вновь появляющемся кристалле, блокируя активные участки роста.Это подавляет дальнейший рост и способствует реакции растворения. Осадок растворяется и высвобождает ингибитор, который затем может повторить процесс.

Ингибиторы пороговых значений задерживают или замедляют скорость выпадения осадков. В конечном итоге кристаллы образуются в зависимости от степени пересыщения и времени удерживания системы. После появления стабильных кристаллов их дальнейший рост тормозится адсорбцией ингибитора. Ингибитор блокирует большую часть поверхности кристалла, вызывая искажения кристаллической решетки по мере продолжения роста.Искажения (дефекты кристаллической решетки) создают внутренние напряжения, делая кристалл хрупким. Плотно прилипшие отложения накипи не образуются, потому что кристаллы, которые образуются на поверхностях, контактирующих с проточной водой, не могут противостоять механической силе, оказываемой водой. Адсорбированный ингибитор также диспергирует частицы за счет своего электростатического заряда и предотвращает образование прочно связанных агломератов.

Наиболее часто используемыми ингибиторами образования отложений являются низкомолекулярные акрилатные полимеры и фосфорорганические соединения (фосфонаты).Оба класса материалов действуют как ингибиторы пороговых значений; однако полимерные материалы являются более эффективными диспергаторами. Выбор агента для контроля отложений зависит от осаждающих частиц и степени их перенасыщения. В наиболее эффективных программах борьбы с отложениями используются как ингибитор осаждения, так и диспергатор. В некоторых случаях это может быть достигнуто с помощью одного компонента (например, полимеры, используемые для ингибирования фосфата кальция при pH, близком к нейтральному).

Индекс насыщенности Ланжелье

Работа профессора В.Ф. Ланжелье, опубликованный в 1936 году, рассматривает условия, при которых вода находится в равновесии с карбонатом кальция. Уравнение, разработанное Ланжелье, позволяет предсказать тенденцию карбоната кальция либо к осаждению, либо к растворению в различных условиях. Уравнение выражает соотношение pH, кальция, общей щелочности, растворенных твердых веществ и температуры, поскольку они относятся к растворимости карбоната кальция в воде с pH 6,5-9,5:

где:

pHs = pH, при котором вода с данным содержанием кальция и щелочностью находится в равновесии с карбонатом кальция

K2 = вторая константа диссоциации угольной кислоты

Ks = константа произведения растворимости карбоната кальция

Эти термины являются функциями температуры и общего содержания минералов.Их значения для любого данного состояния могут быть вычислены на основе известных термодинамических констант. Ионы кальция и щелочности являются отрицательными логарифмами их соответствующих концентраций. Содержание кальция является молярным, а щелочность — эквивалентной концентрацией (т. Е. Титруемым эквивалентом основания на литр). Расчет pH был упрощен благодаря составлению различных номограмм. Типичный показан на рисунке 25-5.

Разница между фактическим pH (pHa) образца воды и pH, или pH _a — pH _s , называется индексом насыщения Ланжелье (LSI).Этот индекс является качественным показателем тенденции карбоната кальция к отложению или растворению. Если LSI положительный, карбонат кальция имеет тенденцию к отложению. Если он отрицательный, карбонат кальция имеет тенденцию растворяться. Если он равен нулю, вода находится в равновесии.

LSI измеряет только направленную тенденцию или движущую силу карбоната кальция к осаждению или растворению. Его нельзя использовать в качестве количественной меры. Две разные воды, одна с низкой жесткостью (коррозионная), а другая с высокой жесткостью (образующая накипь), могут иметь одинаковый индекс насыщенности.

Индекс стабильности, разработанный Ryzner, позволяет различать две такие воды. Этот индекс основан на исследовании реальных результатов работы с водами, имеющими различные индексы насыщенности.

Индекс стабильности = 2 (pHs) — pH a

Если вода имеет индекс стабильности 6,0 или ниже, накипь увеличивается, а склонность к коррозии уменьшается. Если индекс стабильности превышает 7,0, масштабирование может вообще не происходить. Когда индекс стабильности поднимется выше 7,5 или 8.0 вероятность коррозии увеличивается. Использование LSI вместе с индексом стабильности способствует более точному прогнозированию склонности воды к образованию накипи или коррозии.

ОБРАБОТКА

Обрастание происходит, когда нерастворимые частицы, взвешенные в циркулирующей воде, образуют отложения на поверхности. В механизмах засорения преобладают взаимодействия частиц, которые приводят к образованию агломератов.

При низких скоростях воды осаждение частиц происходит под действием силы тяжести (см. Рисунок 25-6).Параметры, которые влияют на скорость осаждения, — это размер частиц, относительная плотность жидкости и частиц, а также вязкость жидкости. Связь этих переменных выражается законом Стокса. Наиболее важным фактором, влияющим на скорость осаждения, является размер частицы. По этой причине контроль загрязнения путем предотвращения агломерации является одним из наиболее фундаментальных аспектов контроля отложений.

Загрязняющие вещества попадают в систему охлаждения с подпиточной водой, с воздушными загрязнениями, технологическими утечками и коррозией.Большинство потенциальных загрязнителей попадает с подпиточной водой в виде твердых частиц, таких как глина, ил и оксиды железа (см. Рисунок 25-7). Нерастворимые гидроксиды алюминия и железа попадают в систему после операций предварительной очистки подпиточной воды. Некоторые колодезные воды содержат высокие уровни растворимого двухвалентного железа, которое позже окисляется до трехвалентного железа растворенным кислородом в рециркуляционной охлаждающей воде. Поскольку оно очень нерастворимо, трехвалентное железо осаждается. Процесс коррозии стали также является источником двухвалентного железа и, следовательно, способствует загрязнению.

И железо, и алюминий вызывают особые проблемы из-за их способности действовать как коагулянты. Кроме того, их растворимые и нерастворимые гидроксидные формы могут вызывать осаждение некоторых химикатов для обработки воды, таких как ортофосфат.

Загрязнения, переносимые по воздуху, обычно состоят из частиц глины и грязи, но могут включать такие газы, как сероводород, который образует нерастворимые осадки с ионами многих металлов. Утечки в процессе производства вносят множество загрязняющих веществ, которые ускоряют осаждение и коррозию.

Загрязняющие вещества, такие как ил речной воды, попадают в систему в виде мелкодисперсных частиц, размер которых может достигать 1–100 нм. Частицы несут электростатический заряд, который заставляет одинаково заряженные частицы отталкиваться друг от друга, способствуя их дисперсии. Чистый заряд, который несет частица, зависит от состава воды. Цикл охлаждающей воды увеличивает концентрацию противоположно заряженных ионов, способных электростатически притягиваться и адсорбироваться на заряженной частице.По мере адсорбции противоионов чистый заряд частицы уменьшается. Частицы начинают агломерироваться и увеличиваться в размере по мере уменьшения их силы отталкивания.

Оседание происходит, когда энергия, передаваемая скоростью жидкости, больше не может приостановить частицу из-за агломерации и роста. После осаждения частиц характер отложений зависит от силы сил притяжения между самими частицами (прочность агломерата) и между частицами и поверхностью, с которой они контактируют.Если силы притяжения между частицами велики и частицы не сильно гидратированы, отложения будут плотными и хорошо структурированными; если силы слабые, отложения мягкие и податливые. Осаждение продолжается до тех пор, пока сопротивление сдвигу отложения превышает напряжение сдвига текущей воды.

Методы борьбы с обрастанием обсуждаются в следующих разделах.

Удаление твердых частиц

Количество твердых частиц, попадающих в систему охлаждения с подпиточной водой, можно уменьшить с помощью процессов фильтрации и / или осаждения.Удаление твердых частиц также может быть выполнено путем фильтрации циркулирующей охлаждающей воды. Эти методы не позволяют удалить все взвешенные вещества из охлаждающей воды. Уровень загрязнения зависит от эффективности конкретной применяемой схемы удаления, скорости воды в технологическом оборудовании и циклов концентрации, поддерживаемых в градирне.

Высокая скорость воды

Способность высоких скоростей воды сводить к минимуму загрязнение зависит от природы загрязняющего вещества.Отложения глины и ила более эффективно удаляются при высоких скоростях воды, чем отложения алюминия и железа, которые более липкие и образуют взаимосвязанные сети с другими осадками. Работа при высоких скоростях воды не всегда является жизнеспособным решением проблемы отложений глины и ила из-за проектных ограничений, экономических соображений и возможности эрозионной коррозии.

Диспергенты

Диспергаторы — это материалы, которые удерживают твердые частицы за счет адсорбции на поверхности частиц и передачи большого заряда.Электростатическое отталкивание между одноименно заряженными частицами предотвращает агломерацию, что снижает рост частиц. Присутствие диспергатора на поверхности частицы также препятствует образованию мостиков между частицами и осадками, которые образуются в объеме воды. Адсорбция диспергатора делает частицы более гидрофильными и менее склонными к прилипанию к поверхностям. Таким образом, диспергаторы влияют на взаимодействия как частицы с частицами, так и частицы с поверхностью.

Наиболее эффективными и широко используемыми диспергаторами являются низкомолекулярные анионные полимеры.Технология диспергирования продвинулась до такой степени, что полимеры предназначены для конкретных классов загрязняющих веществ или для широкого спектра материалов. Полимеры на основе акрилата широко используются в качестве диспергаторов. Они продвинулись от простых гомополимеров акриловой кислоты к более совершенным сополимерам и терполимерам. Рабочие характеристики акрилатных полимеров зависят от их молекулярной массы и структуры, а также от типов мономерных звеньев, включенных в основную цепь полимера.

ПАВ

Поверхностно-активные вещества или смачивающие вещества используются для предотвращения загрязнения нерастворимыми углеводородами. Они действуют путем эмульгирования углеводорода за счет образования микрокапель, содержащих поверхностно-активное вещество. Гидрофобная (водоненавистная) часть поверхностно-активного вещества растворяется в капле масла, в то время как гидрофильная (любящая воду) часть находится на поверхности капли. Электростатический заряд, создаваемый гидрофильными группами, заставляет капли отталкиваться друг от друга, предотвращая слияние.

Посредством аналогичного процесса поверхностно-активные вещества также способствуют удалению углеводородсодержащих отложений.

Узнайте больше о программах SUEZ для контроля отложений и накипи.

Рисунок 25-1. Масштабирование заполнения градирни комбинацией карбоната кальция и фосфата кальция.

Рисунок 25-2. Накипь на водораспределительных трубопроводах сульфатом кальция.

Рисунок 25-3. Отложения карбоната кальция в поверхностном конденсаторе электросети из-за плохого контроля pH.

Рисунок 25-4. Связывание железа фосфатами натрия.

Рисунок 25-5. График индекса насыщенности Ланжелье

Рисунок 25-6. Загрязнение фосфатом кальция и железа из-за низкой скорости воды.

Рисунок 25-7. Загрязнение пластинчатого охладителя железом и илом.

Противоскользящие абразивные литые пороги — Wooster Products Inc

Порог снятия пограничного флажка

Справочные материалы

В этом бюллетене объясняется порог, который должен использовать орган по сертификации ремонта, чтобы определить, может ли легковой автомобиль иметь отметку о пограничном повреждении после того, как транспортное средство было отремонтировано в соответствии с требованиями VIRM и LT308 для ремонта легковых автомобилей. изданный.Эту процедуру необходимо рассматривать вместе с требованиями VIRM по ремонту легковых автомобилей при оценке структурной целостности автомобиля.

Применимое законодательство

Ремонт транспортного средства (включая его конструкцию, системы, компоненты или оборудование) должен восстановить повреждение или износ в пределах безопасных допусков для его состояния при производстве или модификации.

Критерии для поднятия флага пограничного повреждения

Прежде чем транспортное средство может рассматриваться для поднятия флага пограничного повреждения, оно должно соответствовать порогу для сертификации ремонта, как требуется в Техническом бюллетене 4, и быть представлено агенту TSD для сертификации въезда и, если применимо выдан и проставлен VIN.

Типы ремонтов, при которых производится снятие отметки о повреждении при пограничном контроле

Структурный ремонт

Это означает, что ремонтируется или заменяется только одна структурная панель. Это позволяет отремонтировать порог, заменить внешнее ограждение, опорную панель H / L, задние опоры и т. Д. Ремонт конструкции одной панели никоим образом не повлияет на выравнивание шасси автомобиля. Измерение поперечной балки и регулировка углов установки четырех колес должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 8-1.

Раздел 9-4, касающийся защиты компонентов, также применяется к любому ремонту.

Коррозионное повреждение

Коррозионное повреждение структурной области, на которой нет явных признаков крупных точечных коррозий, вздутия или каких-либо отверстий.

Примечание 2

Для целей данного порогового значения очистка и обработка определяются в следующих этапах:

1. Абразивоструйная очистка пораженной области, и
2. Пораженная область, покрытая нейтрализатором ржавчины, и
3. Нанесение двухкомпонентный эпоксидный грунт на пораженные участки и
4.Нанесение окончательных защитных покрытий и
5. Нанесение воска для полостей на внутренние поверхности и швы всех затронутых секций коробки.

Типы ремонтов, которые не подлежат снятию флажка пограничного контроля

Ремонт конструкций

1. Любой ремонт, который повлиял на выравнивание шасси транспортного средства и требует трехмерного выравнивания шасси, или

2. Повреждение нескольких панелей, будь то структурные целостность и / или соосность шасси автомобиля были затронуты или нет (за исключением чисто косметических повреждений, таких как град или вандализм).

Коррозионное повреждение

Любая перфорированная коррозия в области конструкции, где металл корродирован до такой степени, что в нем есть отверстия, или отверстия открываются при удалении окалины ржавчины. Если металл сильно изъеден ямками, что приводит к потере толщины металла, его также следует рассматривать как перфорированную коррозию.

Любое транспортное средство с пучением или вздутием ржавчины, которое потребует снятия любой оригинальной панели или части панели для ремонта участка.

Повреждения от воды или огня

Ни на одном транспортном средстве, поврежденном водой или огнем, не может быть поднят флаг повреждения, применяется обычный процесс, изложенный в разделе 9-1.

Компоненты SRS

Флаг повреждения не будет снят, если компонент SRS был развернут.

Процесс снятия флага

После того, как орган по сертификации ремонта выдаст транспортному средству LT308, орган, выдающий свидетельство о въезде, должен заполнить Запрос на удаление флага пограничного повреждения — форму для легковых автомобилей и отправить его по факсу вместе с копией страниц 1 и 4 документа LT308 по адресу:

Регистр лиц, выдающих сертификаты транспортных средств
Офис Палмерстон-Норт
Транспортное агентство Новой Зеландии
Факс: 06 953 6282

Обязанности

В качестве сертификатора ремонта вы будете определять, соответствует ли автомобиль этому пороговому значению для снятия флага пограничного повреждения Таким образом, вы должны вести полный файл транспортного средства, который должен включать фотографии, но не ограничиваясь ими:

1.повреждения до начала ремонта, и
2. завершенный ремонт перед нанесением шпатлевки и краски, и
3. завершенный ремонт.

Если есть какие-либо несоответствия между тем, что было помечено как повреждение, и тем, что изображено на транспортном средстве, например, отметка о повреждении левой / правой ноги, но никаких повреждений не обнаружено, вы должны связаться с транспортным агентством по телефону 0800 804 580 (нажмите 4 , для осмотра и предварительной регистрации) или по адресу [email protected], указав VIN / номер шасси автомобиля и запросив фотографию повреждений при прохождении пограничного контроля.