автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Методы защиты от коррозии установок переработки нефти при эксплуатации в различных режимах

?Г5 ОД

. .На правах рукописи

БУРЛОВ Владислав Васильевич

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ УСТАНОВОК ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ

05.17.07- химическая технология топлива 05.17.14- химическое сопротивление материалов и защита от коррозии

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук

Санкт-Петербург 2000г.

Работа выполнена в АООТ «Всероссийский научно-исследовательский инс тут нефтехимических процессов - ВНИИНефгехим»

Официальные оппоненты:

Доктор химических наук, профессор Сыросжко Александр Мнханлони

Доктор технических наук, профессор Каминский Эдуард Фслнксопи'

Доктор химических наук, профессор Кузнецов Юрий Игоревич.

Ведущая организация: ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез»

Защита состоится 2000г. в /О часов на заседании Д]

сертационного Совета Д 063.25.07 Санкт-Петербургского государственного Т нологического института (Технического университета) по адресу: 198013, г.Санкт-Петербург, Московский пр., д.26.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского, сударственного Технологического института (Технического университета).

Отзывы и замечания, заверенные печатью, просим направлять в адрес Д сертационного Совета.

Автореферат разослан ___2000г.

Учёный секретарь Диссертационного Совета

В.В.Гром<

А Г)

( )

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Проблема антикоррозионной защиты оборудования и вооружений нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), в которых сосредоточено эолее 30% металлофонда страны, приобрела в настоящее время первостепенное шачение и настоятельно требует практического решения уже в ближайшее время. Высокие коррозионные потери в нефтеперерабатывающей и нефтехимиче-жой промышленности обусловлены значительными объёмами производства и эолыиой металлоёмкостью (~ 32 кг на каждую тонну перерабатываемой нефти). Наметившиеся в последнее время тенденции к возрастанию объёмов переработки ;ернистых и высокосернистых нефтей, газовых конденсатов и появившаяся в по-;ледние годы необходимость защиты от коррозии оборудования и установок на териод остановки и последующей консервации требуют особого внимания к во-1росам борьбы с коррозией.

На нефтеперерабатывающих предприятиях России, начиная с 1991г., проис-содит постоянное снижение объёмов переработки нефти: с 272,3 млн. тонн в !990г., до 170,2 - в 1995г., 164,2 - в 1997г., 149,8 - в 1998г. По сравнению с 990г. снижение объёма переработки составило более чем 120 млн. тонн. Загруз-;а мощностей основных процессов переработки нефти снизилась и, в целом, не февышает 60%.

На отечественных НПЗ эксплуатируются технологические установки и обору-(ование, в т.ч. колонны, теплообменники, печи, трубопроводы, введённые в трой 20, 30 и более лет назад. Эти установки определяют производство основ-гого объёма товарной продукции предприятий и будут определять ещё, навер-юе, долгое время. В этой связи обеспечение надёжной эксплуатации оборудова-[ия является важной и актуальной задачей.

Защита оборудования от коррозии позволяет в значительной степени снизить атраты на ремонт и замену оборудования, при этом мероприятия по защите ;олжны предусматриваться при эксплуатации как в регламентных, так и отли-ающихся от регламентных режимах (пониженные загрузки, простои, периоды

горячей и холодной циркуляции, подготовки к ремонтам, ремонта, консервация на периоды простоев и т.п.).

Такой широкий подход к решению вопросов защиты от коррозии обусловлен современными особенностями эксплуатации установок на предприятиях:

• неритмичной загрузкой основных мощностей;

• частым изменением состава сырья.

«Рваный» режим работы - так можно охарактеризовать в настоящее время процесс эксплуатации многих установок и предприятий отрасли в целом.

Решение проблемы антикоррозионной защиты оборудования НПЗ невозможно без проведения детального анализа особенностей и причин коррозионного поражения металла установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации как в регламентных, так и отличающихся от регламентных режимах. Такие комплексные исследования для отечественных установок отсутствуют и являются актуальными в связи с создавшейся в настоящее время ситуацией с переработкой нефти на отечественных НПЗ.

Работа выполнялась по хозяйственным договорам с НПЗ и по заказ-нарядам Департамента нефтепереработки и нефтехимии Минтопэнерго РФ.

Целью настоящей работы, имеющей в основном экспериментальный характер, являлось:

• получение, систематизация и обобщение экспериментальных данных пс всем возможным видам коррозионных разрушений, по влиянию продуктов коррозии и отложений на коррозионные процессы металла оборудования основны> типов отечественных установок первичной и вторичной переработки нефти;

• разработка химико-технологических методов, обеспечивающих комплекс ную защиту от коррозии оборудования установок первичной и вторичной перс работки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламент ных режимах и низкотемпературного оборудования НПЗ.

Научная новизна: Впервые выявлены, систематизированы, проанализированы обобщены все возможные виды, особенности коррозионных разрушений и раз-ития отложений в оборудовании основных типов отечественных установок перинной и вторичной переработки нефти и газовых конденсатов Прикаспийской падины при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных ежимах.

Предложены новые химико-технологические методы комплексной защиты борудовання установок НПЗ при эксплуатации в режимах, отличающихся от егламентных (консервация на периоды простоев азотно-аммиачными атмосфе-ами и ингибнтированными составами, режимы защиты при проведении цирку-яции для уменьшения коррозионных разрушений).

Показана высокая эффективность новых биоцидов для снижения биокоррозии биообрастаний в оборотных водах -М-алкаиоиламинопропилдиметилбензоил-имоний хлоридов.

Разработан принципиально новый метод применения ингибиторов - нанесение а металлическую поверхность в электростатическом поле для защиты от корро-т низкотемпературного оборудования НПЗ в газовоздушных средах, в том исле - от атмосферной коррозии. При этом эффективность ингибиторов на пойдете выше в сравнении с их применением по традиционным способам, что свя-шо с сокращением критического времени перехода металла в пассивное состоя-ие.

Автор защищает:

• экспериментально обоснованные заключения и анализ особенностей и при-ин всех возможных видов коррозионных разрушений металла оборудования сновных типов отечественных установок первичной и вторичной переработки ефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных ре-гимах;

• комплекс химико-технологических методов защиты от коррозии оборудова-ия установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в

отовки оборудования к ремонту, работа на пониженных загрузках, защите при иботе установок в режиме горячей циркуляции. По методам консервации обо-»удования на периоды простоев разработаны и переданы для реализации на НПЗ >екомендации, дополнения к регламентам и технологические инструкции.

Разработан комплекс химико-технологических мероприятий по защите от кор-юзии оборудования установок риформинга и методы ингибиторной защиты в [ериод регенерации катализаторов. Рекомендации внедрены на 22-х установках шформинга 10-ти предприятий.

Разработаны и внедрены рекомендации по изменению материального оформ-[ения установок, перерабатывающих газовые конденсаты.

Разработана и внедрена технология защиты от коррозии, солеотложения и »иообрастания в системах оборотного водоснабжения НПЗ с использованием (инк-фосфатного ингибитора. Разработаны схемы узлов приготовления и подачи «агентов, регламенты и технологические инструкции по защите.

Проведены опытно-промышленные испытания ряда лакокрасочных материа-юв в условиях эксплуатации водоблоков НПЗ. Ряд отобранных ЛКМ внедрён на -ти заводах отрасли.

Проведены стендовые и опытно-промышленные коррозионные испытания ¡ового метода применения ингибиторов для защиты низкотемпературного обо-удования НПЗ - нанесение на металлическую поверхность с помощью электро-татическото поля. По результатам испытаний метод рекомендован для защиты азовоздушных зон резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, сепара-оров и др. оборудования различных установок и от атмосферной коррозии на рок до 3-х лет оборудования, находящегося без герметизации под навесами.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались [а межзаводской школе «Защита от коррозии оборудования нефтеперерабаты-ающей и нефтехимической промышленности» (г. Кириши, 1983г.); Всесоюзной ¡аучно-практической конференции «Защита от коррозии в химической про-■ышленности» (г. Черкассы, 1985г.); Всесоюзной научно-практической копфе-

ренции «Борьба с коррозией в нефтеперерабатывающей и нефгехимическо промышленности» (г. Кириши, 1988г.); V Республиканской конференции «Кор розия металлов под напряжением и методы защиты» (г.Львов, 1989г.); на 9-т ежегодных отраслевых совещаниях главных механиков нефтеперерабатывающи и нефтехимических предприятий России и СНГ (1991-1999г.г.).

Публикации по теме диссертации. Опубликованы 42 научные работы, в т.ч. 2 статьи, 3 обзора, 13 тезисов докладов, 2 патента РФ, 1 авт. свидетельство СССР.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводо! библиографии, приложений и содержит 245 стр. основного текста, 45 рисунко (44 стр.), 99 таблиц (84 стр.), 320 ссылок на литературу (33 стр.), 22 приложены (на 197 стр.).

Во введении дана общая характеристика состояния и объёмов переработк нефти на отечественных предприятиях, выполняемых на них мероприятий п защите от коррозии, обоснована актуальность проблемы разработки комплекс химико-технологических методов защиты установок первичной и вторичной пс реработки нефти при эксплуатации в режимах, отличающихся от регламентные изложена цель, дана аннотация работы и сформулированы основные положенш выносимые автором на защиту.

В приложениях приведены принципиальные схемы основных установок nef вичной и вторичной переработки нефти, результаты внедрения и испытани разработанных химико-технологических методов защиты от коррозии; обследс вания коррозионного состояния металла оборудования установок первичной вторичной переработки нефти ООО ПО «Киришипефтеоргсинтсз»; металлогрг фических исследований. В диссертации не имеется отдельного литературного о( зора. Все необходимые литературные сведения приведены по главам - перед и: ложением или в процессе обсуждения собственных результатов автора.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Особенности и причины коррозионные разрушений металла оборудопа-ния установок первичной переработки нефти.

В основу оценки коррозионных разрушений установок при работе в регламентных и отличающихся от регламентных режимах в работе положены экспериментальные данные, полученные в результате анализа коррозионного состоя-шя контрольных образцов, а также систематического обследования коррозион-юго состояния установок.

Материальное оформление установок первичной переработки нефти, возмож-1ые коррозионные разрушения и их характер рассмотрены на примере четырёх остановок ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез», как наиболее типичных для нефтеперерабатывающей отрасли России (ЭЛОУ-АТ-1, ЭЛОУ-АВТ-2, ЭЛОУ-АВТ-6, ЭЛОУ-АТ-6).

Систематизация и обобщение экспериментальных данных по всем возможным издам коррозионных; разрушений металла оборудования основных типов отечественных установок первичной переработки нефти с указанием коррозионно-1ктивных агентов по потокам и видам коррозионных разрушений выполнены в юлпом объёме впервые. В качестве примера здесь приведены данные для уста-говки ЭЛОУ-АВТ-6 (рис. 1-3).

Оборудование установок, работающее под давлением, помимо общей корро-ни подвергается различным видам локальной коррозии, в т.ч. коррозионному мстрескиванию и питтинговой коррозии. В зависимости от коррозионной среды I аппаратах и трубопроводах установок имеют место следующие виды разруше-1ий: сероводородное расслоение и растрескивание углеродистых и низхолегиро-¡аниых сталей во влажных сероводородных средах, хлоридное и сероводородное )астрескивание нержавеющих сталей, аустенитных нержавеющих сталей под действием политионатов и тиосульфатов, щелочное коррозионное растрескива-[ие или щелочная хрупкость как углеродистых, так и высоколегированных ста-

Ш), НС1, Н^, влага, отложшня М1,С1, обраюгавве политвоватог: корпус.КТса, МКРацПт трубкшОК, КРЛ

танаГФУ

вз П-1/5

Рис. 1. Установка ЭЛОУ-АВТ-б (ПО «Киришинефтеоргсинтез»). Колонна предварительной эвапорации.Возможные разрушения. Материальное исполнение.

Условные обозначения: ОК - общая коррозия; КРсв - коррозионное растрескивание сварных швов; МКРсв -межкристаллитное коррозионное растрескивание сварных швов; КРЛ - коррозионное растрескивание латуни; СКР - сероводородное коррозионное растрескивание; Пт - питтинговая коррозия нержавеющей

NHj, HCl, H2S, влага, отложения NH4CI, обра-шмяе волнтиоцатов: корпус: КРсв, МКРсз. трубка: OK, КРЛ

ВК-2.К-8

Рис. 2. Установка ЭЛОУ-АВТ-б (ПО «Киришинефтеоргсинтез»). Атмосферная колонна. Возможные разрушения. Материальное исполнение.

Условные обозначения: ОК - общая коррозия; КРЛ - коррозионное растрескивание латуни; КР - коррозионное растрескивание хромоникелевой нержавеющей стали; КРсв - коррозионное растрескивание сварных швов; МКРсв - межкристаллнтное коррозионное растрескивание сварных швов; СКР - сероводородное коррозионное растрескивание (расслоение).

Рис. 3. Установка ЭЛОУ-АВТ-б (ПО «Киришинефтеоргсинтез»), Вакуумная колонна. Возможные разрушения. Материальное исполнение.

Условные обозначения: ОК - общая коррозия; КРсв - коррозионное растрескивание сварных швов; МКРсв - межкристаллит-ное коррозионное растрескивание сварных швов; СКР - сероводородное коррозионное растрескивание (расслоение); КР - коррозионное растрескивание сварных швов.

лей (рис. 1-3: колонны К-1, К-2, К-10; теплообменники, ёмкости Е-1, Е-3, Е-22, Е-33 и др. узлы и аппараты).

В наибольшей степени коррозионному растрескиванию подвержены сварные соединения нержавеющих сталей и аустенитные сварные швы трубопроводов из хромомолибденовой стали 15Х5М.

Трещины, образующиеся в результате коррозионного растрескивания сварных швов и плакирующих слоёв двухслойных сталей колонного, емкостного и кон-денсационно-холодильного оборудования (плакирующий слой из сталей 08X13, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, НМЖМц-28-2,5-1,5), распространяются обычно только до основного металла - углеродистой стали. Однако контакт коррозионно-агрессивной среды с недостаточно стойкой углеродистой сталью может приводить к значительной коррозии последней. Процесс коррозии усугубляется щелевым эффектом, имеющим место в узкой трещине. Питтинговая коррозия нержавеющих сталей имеет свои особенности, т.к. зародившийся питтинг может развиваться как ускоренно, так и вновь пассивироваться.

Случаи коррозионного растрескивания в значительной степени зависят от длительности эксплуатации и производительности установок. На крупнотоннажных установках срок эксплуатации до появления трещин меньше, чем на установках меньшей производительности, что, вероятно, связано с более высоким уровнем рабочих напряжений и большей концентрацией коррозионно-активных компонентов на единицу поверхности оборудования.

Проанализированы особенности коррозионных разрушений металла оборудования установок при переработке газовых конденсатов Прикаспийской впадины (карачапшакского, астраханского и оренбургского). Газовые конденсаты в отличие от серийных отечественных нефтей содержат значительные количества меркаптанов и других сераорганических соединений, что обуслбвливает их повышенную, в сравнении с переработкой нефти, коррозионную агрессивность.

Наиболее специфичен по содержанию меркаптанов оренбургский конденбат, для которого характерно их наибольшее содержание во фракции с пределом вы-

кипания до 100°С. Карачаганакский и астраханский конденсаты отличаются меньшим содержанием меркаптанов, но более равномерным их распределением по фракциям.

В результате длительной эксплуатации месторождений состав конденсатов, в т.ч. содержание агрессивных компонентов, изменяется. В процессе добычи оренбургского конденсата отмечены тенденции к увеличению на 10-15% доли низкомолекулярных соединений и дисульфидов, что приводит к существенному увеличению агрессивности конденсата при его переработке. Другой особенностью газоконденсатных месторождений является их расположение в карбонатных породах под пластами хлористых солей. Пластовая вода представляет собой 1гасы-щенный раствор солей концентрации 120-130 г/дм3, содержащий кроме того низкомолекулярные карбоновые кислоты (муравьиную, уксусную и пр.), коррозионная активность которых весьма значительна.

Результаты промышленных испытаний конструкционных материалов на установке ГО-4 ПО «Салаватнефтеоргсинтез» при переработке оренбургского конденсата приведены в табл.1. Как в трубном, так и в межтрубном пространстве теплообменников сталь 08Х17Н15МЗТ подверглась коррозионному растрескиванию. Глубина трещин составляет 1,5мм для трубного и 1мм для межтрубного пространства (рис. 4). Трещины разветвлённые, транскристаллитные, что характерно для хлоридного растрескивания.

По результатам длительных коррозионных испытаний на всех установках ПО «Салаватнефтеоргсинтез», перерабатывающих газоконденсатное сырьё, разработаны рекомендации но изменению материального оформления действующих установок. Опыт эксплуатации установок после выполнения рекомендаций подтвердил их обоснованность.

Изучены особенности коррозионных разрушений металла и развития отложений в высокотемпературных узлах установок первичной переработки нефти. Значительных коррозионных разрушений в высокотемпературных зонах не наблюдается. Из высокотемпературных узлов в наиболее жёстких условиях экс-

Таблица 1.

Результаты промышленных коррозионных испытаний сталей и сплавов в условиях эксплуатации аппаратов

установки гидроочистки ГСМ ПО «Салаватнефтеоргсинтез», перерабатывающей оренбургский газовый __конденсат. Продолжительность испытаний - 381 сутки._

Аппарат Фактические условия эксплуатации Скорость коррозии мм/год

среда тем-пг-рату-ра, °С давление МПа сталь 20 15Х 15М 06Х8Г 2М 08X13 12Х18Н ЮТ 0SX22H 6Т 07X13 АГ20 08Х21Н 6М2Т 08X17Н 15МЗТ латунь Л63 латунь ЛАМш 77-20,05

Т-1 межтрубное пространство газовый хоэден- 15-40 0,3 0,052 язвы 0,053 язвы 0,049 язвы - 0,0146 гаптинг 0,0137 пштннг - - - 0,160 язвы 0,153 язвы

Т-2 межтрубное пространство газовый конденсат 75-90 0,3 0,06 0,041 0,022 0,0426 0,0003 0,0003 0,0317 петтинг 0,0001 0,0003 - -

Колонна К-1 юс кубовый продукт 245 0,18 0,089 0,057 - 0,082 0,0003 0,0003 0,0172 пит-тинг 0,0002 0,00001 - -

Т-6/1 верхний межтрубное пространство газовая смесь 80120 4,0 0,011 0,013 - 0,029 0,0017 0,0015 0,0089 0,0006 0,0012 0,014 0,023

Т-6/1 верхний трубное пространство газопродуктовая смесь 150100 3,5 >1 >1 - >1 0,0043 0,0103 0,0478 0,005 0,0078 >1 >1

Сепаратор С-1 низ пиро-гениза1 25-35 3,5 0,052 гагт-тинг 0,045 язвы - - 0,0018 0,0042 - - - 0,009 0,007

о>

Рис.4.

Разрушение стали 08Х17Н15МЗТ после испытания в теплообменнике Т-6/1 установки гидроочистки ГО-4 ПО «Салаватнефтеоргсинтез» (х 250)

а) в трубном пространстве;

б) в межтрубном пространстве.

плуатируется печное оборудование, которое, наряду с высокотемпературной сероводородной коррозией со стороны нагреваемой нефти, подвергается высокотемпературному окислению под действием обогревающих газов. Змеевики печей могут подвергаться разрушению из-за образования отложений кокса на внутренней поверхности труб, ухудшающих теплопередачу и приводящих к повышению температуры стенки сверх допустимых значений и, как следствие, к местным разрушениям труб (отдулины, трещины, прогар).

Высокотемпературные узлы могут подвергаться эрозионному износу под действием присутствующих з технологических потоках твёрдых частиц (кокс, соли, сульфид железа), а также щелочному растрескиванию при повышенном содержании свободной щёлочи в технологических средах.

Наблюдается язвенная коррозия плакирующего слоя (сталь 08X13) корпусов и штуцеров люков - лазов отпарных колонн, нижнего днища колонн К-1, К-2 и др. технологических узлов.

Среди теплоносителей повышенной агрессивностью обладают мазут и гудрон, содержание серы в которых достигает 2-2,5% мае., хлоридов - 28-35 мг/дм3, механических примесей до 0,025% мае. в гудроне, до 0,06% мае. в мазуте.

Для предотвращения щелочного коррозионного растрескивания высокотемпературных узлов при концентрировании щёлочи в кубах колонн, в щелевых зазорах, а также снижения коксообразсвания в печных змеевиках, трансферных трубопроводах, теплообменном оборудовании, обусловленных повышенным содержанием свободной щёлочи в отбензиненной нефти, мазуте и гудроне, рекомендовано на всех установках АВТ(АТ) установить специальные смесители, обеспечивающие эффективное перемешивание защелачивающего реагента с нефтыо.

Для уменьшения вероятности хоррозионного разрушения плакирующего слоя (стали 08X13) корпусов и нижних днищ колонн К-1, К-2, вакуумных и отпарных колонн, корпусов и распределительных камер сырьевых теплообменников, а также коррозионного растрескивания аустенитных сварных швов плакирующего

слоя, рекомендовано заменить пропарку указанного оборудования продувкой инертным газом и использовать при ремонтах электроды, содержащие стабилизирующие элементы (И, N1)). Сварку печных змеевиков и трансферных трубопроводов, выполненных из стали 15Х15М, производить перлитными электродами.

Образованию отложений в сырьевых теплообменниках способствуют достаточно низкие скорости движения потоков сырой и обессоленной нефти, а также всех применяемых теплоносителей в трубном (0,3-1,5 м/с) и межтрубном пространстве (-0,1-0,7 м/с) теплообменного оборудования.

На основании результатов проведенных исследований, учитывая наличие в составе отложений как минеральных, так и органических компонентов, рекомендовано применение специальных стабилизирующе-диспергирующих антизагрязнителей, обладающих комбинированными свойствами, т.е. предотвращающих осаждение и органических, и неорганических соединений.

Хнмико-тезсиологнческис методы защиты от коррозии металла оборудовании устанонок перннчной переработки нефти при эксплуатации ю регламентных и отличающихся от регламентных режимах.

Наличие различных отложений в оборудовании нефтеперерабатывающих установок приводит к увеличению сопротивления движению технологических потоков и, как следствии, к росту перепада давления в аппаратах, усиливает коррозию металла как при эксплуатации установок в нормальном технологическом режиме, так и в периоды ремонтов и вынужденных простоев.

Химический состав отложений определяется типом процесса, качеством и составом сырья, поступающего на переработку. Отложения в аппаратах и трубопроводах условно можно разделить на две. группы:

• отложения, образующиеся при коррозии металла. К ним относятся гидро-ксиды Ре(Н), Ре(Ш), оксиды, оксигидроксиды, сульфиды и хлориды железа;

• отложения, образующиеся при эксплуатации установки, состоящие из отдельных компонентов технологических сред и примесей. К ним относятся

органическая составляющая и соединения, образующиеся в процессе работы установок на режиме: хлорид, гидросульфид и сульфид аммония (при нейтрализации верхних ногонов аммиаком).

При проведении ремонтных работ оборудование подвергается предваритель-юй пропарке, при этом происходит удаление горючих углеводородных и др. ;редных газов, предотвращается самовозгорание пирофорных соединений желе-а, частичное растворение отложений, присутствующих в аппаратах. Дренажные юды (конденсаты) обладают высокой коррозионной агрессивностью.

В таблице 2 приведен состав отложений из аппаратов установки ЭЛОУ-АВТ-б ХЮ ПО «Киришинефтеоргсиптез», в таблице 3 - дренажных вод, образующихся 1ри пропарке оборудования.

Коррозия оборудования в периоды ремонтов и вынужденных простоев связа-1а с неполным удалением продуктов коррозии и отложений при проведении опе->аций пропарки и промывки. В процессе пропаривания возможно окисление сульфидов и др. серусодержащих соединений до соединений серы более высокой (алентности (политионовые кислоты, тиосульфата, сульфиты), вызывающих юррозионное растрескивание и питгинговую коррозию нержавеющих сталей.

Полного удаления коррозионно-агрессивных отложений в процессе пропари-тния осуществить не удаётся, что приводит к коррозии оборудования в периоды гемонтов и вынужденных простоев и требует разработки специальных химико-ехнологнческих методов защиты оборудования в эти периоды.

Для защиты от коррозии установок первичной переработки нефти при подготовке оборудования к ремонту разработан ряд технологических мероприятий и 1равил.

В период пропарки оборудования рекомендовано уменьшение длительности фопарки для сокращения времени контакта металла с коррозионно-1грессивными средами, контроль за её интенсивностью, за содержанием в дре-гажных водах ионов хлора и величиной рН. Содержание хлоридов в дренажных

Результаты анализа отложений из аппаратов установки ЭЛОУ-АВТ-6 ООО ПО «Киришшефтеоргсинтез».

Таблица 2.

Аппараты Определяемые компоненты, % мае.

рНвв зола Ие2^ ОТ2 КГ2 5 общ БО^ 82032- З2" СГ НЕ,

К-1 верх 4,93 61,2 1,2 14,7 30,4 27,6 11,3 стс 23,7 отс 0,034

К-2 верх 4,56 49,1 1,0 14,1 24,4 21,88 14,4 отс 17,1 отс 0,052

К-4 верх 3,65 92,2 54,8 - - 3,60 3,52 отс 0,83 следы -

К-8 верх . 3,66 67,5 44,5 - - 14,00 9,73 отс 10,52 отс -

К-10 верх 3,43 76,4 40,4 - - 1,28 2,12 отс 0,56 следы -

К-2 грязевые 6,43 82,5 26,8 - 16,90 2,03 0,07 16,19 1,2 0,024

отложения

Т-7 крышка 7,46 60,6 6,3 - - 2,11 2,61 0,01 1,85 отс 0,022

Таблица 3.

Точка отбора рн Определяемые компоненты, мг/дм3

Бе2^ сг Б 2- ЯгОз2' БОз2" БО/' ИИ/

Дата отбора 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01 18.01 17.01

К-6 5,51 5,97 338,6 26,8 204,4 29,2 0,5 отс 17,6 6,8 0,4 13,5 480,0 32.8 2,4

К-7 5,55 4,98 177,5 104,0 91,3 21,4 0,3 0,3 7,0 17,6 0,8 0,4 120,0 155,0 2,3

К-9 7,29 - 3,4 - 2,5 - отс - 7,0 - 0,8 - 8,2 -

Е-3 4,90 - 76,0 - 556,3 - 11,4 - 6,8 - 13,5 - 504,0 - 11,7

водах (в первую очередь из аппаратов из нержавеющих сталей и имеющих ау-стенитные сварные швы) в конце пропарки не должно превышать 350 мг/дм3. Для очистки емкостей и сепараторов достаточно 1-2 суток, колонного оборудования - 2-3 суток. Сушку необходимо проводить подачей тёплого воздуха от калориферов в нижний люк аппаратов при открытом верхнем люке.

Предприятиям отрасли рекомендованы следующие схемы утилизации продуктов пропарки:

• дренажные воды, характеризующиеся высоким солесодержанием, должны направляться в канализацию стоков ЭЛОУ;

• схема утилизации газообразных продуктов пропарки оборудования должна включать: охлаждение газов с целью полной конденсации пара; очистку газов от вредных примесей углеводородов. Удаление углеводородных газов может быть произведено сжиганием и с помощью катализа.

В соответствии с регламентом эксплуатации установок первичной переработки нефти с целыо подготовки после остановок (или ремонтов) к нормальному технологическому режиму проводится горячая циркуляция. В настоящее время по ряду причин приходится переводить установки в режим горячей циркуляции на продолжительное время, что не предусмотрено технологическим регламентом.

Работа установки в режиме горячей циркуляции может производиться по разным схемам. Простым вариантом является включение в схему только эвапораци-онной и атмосферной колонн. При этом температуры верха колонн К-1 и К-2 понижают, отключают острое орошение колонн, циркуляционное орошение К-1; отбор погонов К-2 не осуществляется, прекращается подача пара в К-2 и стрип-пинги. Продукт с низа К-2 возвращается на приём сырьевых насосов. Электро-обессоливание и химико-технологическая защита не производятся.

При расширенном варианте работы установки по схеме горячей циркуляции в систему включены блок стабилизации, блок вторичной разгонки бензинов и электродегидратор.

При понижении рН дренажных вод рефлюксных емкостей <6 рекомендоваш включение электродегидраторов, подача щблочи и нейтрализация верхних пого нов колонн К-1 и К-2. Рекомендации по защите от коррозии оборудования в ре жиме циркуляции апробированы на установке ЭЛОУ-АТ-6 ООО ПО «Кириши нефтсоргсинтез».

В периоды длительных простоев установок (более 3-х месяцев) с целью защи ты от межкристаллитнош коррозионного растрескивания оборудования из ау стенитных хромоникелевых сталей, рекомендовано создание в оборудованш азотно-аммиачных атмосфер.

На примере установок первичной переработки нефти ООО ПО «Киришинеф теоргеинтез» разработаны «Временные инструкции по консервации оборудова ния установок». Принципиальная схема подачи азотно-аммиачной смеси на ус тановке ЭЛОУ-АВТ-6 приведена на рис.5, количества подаваемого аммиака - 1 табл.4.

Таблица 4

Количество подаваемого аммиака, необходимое для создания в оборудовании ус тановки ЭЛОУ-АВТ-6 защитной аммиачной атмосферы.

Расход подаваемого азота, м3/ч

100 200 300

Необходимый расход аммиака, м3/ч

Обору- За пер- В даль- За пер- В даль- За пер- В даль-

дование вый час нейшем вый час нейшем вый час нейшем

подачи подачи подачи

1 2 3 4 5 6 7

К-1 3,0 0,5 3,5 1,0 4,0 1,5

К-2* 7,0 . 0,5 7,5 1,0 3,0 1,5

К-6 0,3 0,5 1,6 1,3 1,3 1,5

К-7 0,3 0,5 1,6 1,3 1,3 1,5

К-9 0,3 0,6 1,4 1,3 1,3 1,5

К-10 5,5 0,5 6,0 1,0 6,5 1,5

П-1/1-5 0,8 0,5 1,3 1,0 1,3 1,5

♦При создании защитной атмосферы одновременно в колоннах К-2, К-6, К-7, К-9 количество подаваемого аммиака в колоннах суммируется.

Для защиты от коррозии и консервации оборудования установок на длительные периоды простоев (до 3-х лет) рекомендовано применение промывочно-консервационных составов на основе ингибитора ФМТ-1, выпускаемого по ТУ 9199-001-13189938-93. Данные коррозионных испытаний ингибитора ФМТ-1 приведены в табл.5. На основании полученных результатов разработана «Технологическая инструкция по приготовлению и применению консервационных растворов ингибитора коррозии ФМТ-1 для межоперационной защиты и консервации оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств».

Таблица 5.

Результаты коррозионных испытаний ингибитора ФМТ-1 по ГОСТ 9.054 (метод 1) в зависимости от времени контакта раствора ингибитора в летнем дизельном топливе (ДТЛ) с поверхностью стали СтЗ. Время сушки образцов на воздухе

- 1 час.

Концен- Время кон- Масса рас- Площадь коррозионных пора- Ско-

трация ин- такта СтЗ с твора на жений, %, через сутки: рость

гибитора в ингибити- по- корро-

ДТЛ, %мас. рованным раствором верхности после просушки, г/м2 зии, мм/год

6 14

0,5 I сек 7,52 3,15 12,0 0,055

1,0 1 сек 11,48 0,57 22,0 0,028

0,5 60 мин 7,23 2,8 12,0 0,062

1,0 24 часа 12,97 0,013 0,78 0,0002

1,0* 24 часа 9,15 0 0,25 0

ДТЛ без - 10,36 100 100 0,147

ингиби-

тора (контроль)

Примечание: * время сушки 24 часа.

Баллон с аммиаком

{XI-12

Рис. 5. Принципиальная схема узла подачи азотно-аммиачнои смеси в оборудование установки ЭЛОУ-АВТ-6.

На основании полученных результатов разработана «Технологическая инструкция по приготовлению и применению консервационных растворов ингибитора коррозии ФМТ-1 для межоперационной защиты и консервации оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств».

Ингибитор ФМТ-1 рекомендуется применять в концентрации 1% мае. в дизельном топливе обработкой поверхности оборудования методом заполнения с временем контакта 24 часа, последующей сушкой тёплым воздухом в течение 24 часов и герметизацией оборудования.

Показано, что остаточные количества ингибитора на металле после его смывания с металла при пуске установки после расконсервации не оказывают влияния на катализаторы гидроочистки и риформинга.

Химнко-технологнческис методы защиты от коррозии металла оборудования установок вторичной переработки нефти.

Комплексные исследования состава и коррозионной агрессивности конденсатов, образующихся при пропаривании аппаратов, и отложений из оборудования установок риформинга и гидроочистки проведены на 5-ти типах установок риформинга: Л-35-11/300, Л-35-11/600, ЛЧ-35-11/600, ЛЧ-35-11/1000, ЛГ-35-8/ЗООБ и 3-х типах установок гидроочистки: Л-24/6, ЛГ-24/7, ЛЧ-24/9 ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез».

Исследования показали, что наиболее агрессивными являются конденсаты пропарки блоков предварительной гидроочистки установок риформинга и, в первую очередь, установки Л-35-11/300, где концентрации хлор- и сульфат-ионов достигают 300 и 32 г/дм3 соответственно. рН конденсата - до 3,2.

Конденсаты, образующиеся при пропарке аппаратов установок гидроочистки обладаюх меньшей агрессивностью: концентрации хлор-ионов, в основном, до 100 мг/дм3, сульфат-ионов - до 50 мг/дм3. Растворы имеют слабощелочной характер (рН>8), связанный с наличием на установках моноэтаноламиновой очистки газов.

Таблица 6.

Результаты анализов конденсатов, образующихся при пропаривании оборудования установки каталитического риформинге Л-35-12/300 ООО ____ПО «Киришинефтеоргсинтез»_

Аппарат Этап гоопарки рК Определяемые компоненты, мг/дм3

га/ С1" БО,2- 50,2' БзО,2-

С-1 начало 3,85 114550,0 362,0 15323,8 75,0 - -

конец 3,25 18050,0 836,0 23585,9 2550,0 - -

К-1 начало 4,00 201000,0 31400,0 300119,7 - - -

конец 4,44 98500,0 6667,0 148294,4 6200,0 - -

С-2 начало 4,59 25,2 2,6 32,9 11,9 отс отс

конец 5,38 3,8 1,1 6,9 2,4 1,8 отс

К-7 нзчало 4,77 512,5 - 209.5 1220,0 22,4 4,4

конец 5,39 197,0 - 62,3 403,8 4,3 3,6

Таблица 7.

Результаты анализов конденсатов, образующихся при пропаривании оборудования установки гидроочистки Л-24/б ООО ПО _«Киришинефтеоргсинтез»_

Аппарат Этап рН

пропарки Определяемые компоненты, мг/дм^

Ре^ СГ Б2" ЗгОз2' эо,2- БО«2 ЯН/

С-1 начало 8,80 25,9 129,0 21,1 25,4 2,9 25,2 72,4

конец 4,94 4,2 2,5 отс отс 12,0 53,0 -

С-3 начало 7,48 0,42 10,7 - - - - 79,4

конец 6,16 120,8 22,2 - - - - 149,8

С-4 начало 8,51 2,4 12,1 11,7 2,7 4,4 9,7 26,0

конец 8,71 0,5 3,3 1,3 24,2 9,4 23,2 -

С-109 (по тракту К-2-ОЖ-101 -ООС-1 ->С-109) начало 9,34 18,8 11,8 27,2 15,46 6,48 20,6 -

конец 9,49 16,7 0,72 9,28 11,09 1,04 9,3 -

С-1 (по тракту К-4-+С-7) конец 10,25 47,2 0,9 10,4 20,2 И,8 16,3 -

Т-17тр (по тракту К-7->Т-17) начало 10,36 9.6 22,5 16,0 10,8 11,1 60,4

коне" 9,79 2,6 7,6 5,0 12,6 1.5 5,0

К-1 качало ?'б8 4,4 3,5 2,9 191,8 18,5 195,0

конец 9,68 8,9 2,7 сл 32,8 21,5 106,0

Т-19мг (по тракту К-б->Т-19) начало 10,61 1,9 0,9 37,8 - - 7,9

Результаты анализа конденсатов, образующихся при пропаривании оборудования установок Л-35-11/300 и Л-24/6, приведены в табл. 6 и 7.

Вероятность коррозионного растрескивания оборудования из углеродистых, низко- и среднелегированных сталей при пропаривании аппаратов установок ри-форминга и гидроочистки практически исключена.

Оборудование из нержавеющих сталей (или имеющее плакирующие нержавеющие слои), несмотря на большую стойкость к общей коррозии по сравнению с углеродистыми сталями, в процессе пропаривания может подвергаться коррозионному растрескиванию. В первую очередь это относится к аустенитным сварным швам, внутренние напряжения и структурная неоднородность которых могут быть весьма значительными.

На основании результатов длительных коррозионных испытаний, анализа состава технологических сред, отложений, пропарочных вод разработаны рекомендации и инструкции по защите от коррозии в периоды простоев и консервации. Составлены перечни оборудования и трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию для проведения диагностики и ремонта установок.

Изучена коррозионная агрессивность сред, сопутствующих всему процессу окислительной регенерации катализаторов риформинга как на стадии выжига кокса, так и оксихлорирования. Установлено, что коррозионному разрушению подвергаются трубные пучки конденсаторов воздушного охлаждения, водяных холодильников, а также сепараторы и трубопроводы их обвязки, при этом скорость коррозии углеродистых и низколегированных сталей может достигать десятков мм/год.

При регенерации катализаторов риформинга в период выжига кокса и оксихлорирования в значительном количестве образуются такие коррозионно-активные соединения, как оксиды серы, сульфаты, хлориды, диоксид углерода и вода. Часть продуктов коррозии накапливается в конденсационно-холодильном оборудовании. В отложениях из межтрубного пространства водяных холодильни-

ков содержится до 30-40% мае. хлоридов, 0,5% мае. сульфатов железа, остальное - оксиды железа.

В лабораторных и промышленных условиях изучена эффективность различных методов защиты от коррозии, в том числе водородная прокалка катализатора перед выжигом кокса, применение нейтрализаторов как в условиях дозирования, так и циркуляции. Проведен цикл исследований по разработке мер ингибиторной защиты низкотемпературного оборудования установок риформинга.

В качестве ингибитора предложен КЛОЭ-15, в т.ч. в комбинации с пейграли-зующими добавками, либо применение только ИаОН в качестве нейтрализующей добавки.

Для повышения эффективности антикоррозионной защиты рекомендовано:

• полное дренирование жидких углеводородов из аппаратов и трубопроводов установки;

• создание в системе вакуума, где это предусмотрено проектом;

• включение осушителей циркулирующего газа;

• байнасирование водяных холодильников на период регенерации катализатора. Предложенные мероприятия по защите от коррозии успешно прошли опытно-

промышленные испытания на 3-х НПЗ отрасли и легли в основу «Методических указаний по комплексу химико-технологических мероприятий по защите от коррозии низкотемпературного оборудования установок каталитического риформинга в период регенерации катализаторов». Принципиальная схема узла защиты приведена на рис.6. Рекомендации внедрены на 22-х установках риформинга 10-ти НПЗ.

Проведено полное обследование коррозионного состояния (с зафузкой металлических образцов в отдельные аппараты), выполнен отбор и анализ отложений из установок гидроочистки ГСМ, ГО-2, ГО-3 (ЛЧ-24/7), ГСМ, Л-16/1, блока стабилизации АГФУ-1 ПО «Салаватнефтеоргсинтез». Установлено, что существующее материальное оформление оборудования установок гндроочистки не обеспе-

Газопрсдуктовая смесь от теплообменников реакторной системы

Циркуляционный газ

выход на

стабилизацию

Хим. очищенная вода ЫаОН, Ь'а2С03

Примечание: Ем-1 • Ёмкость раствора КЛОЭ-15 с нейтрализующей добавкой Нм-1 -Дозировочный насос подачи раствора Нм-2 - Насос подачи раствора

Рис. 6. Принципиальная схема узла защиты установок риформинга

чивает в полной мере длительную и надёжную эксплуатацию. Повышенная коррозионная агрессивность технологических потоков вызывается, в основном, переработкой оренбургского конденсата (фракция н.к. - 180°С), дизельного топлива и керосино-газойлевых фракций с установок АВТ(АТ), к сырью которых подкачивается фракция 180°С-к.к. оренбургского конденсата.

Для снижения коррозионного износа узлов оборудования, увеличения их сроков службы и межремонтных пробегов, снижения затрат на ремонты разработаны рекомендации по изменению материального оформления.

Рекомендации внедрены на установках гидроочистки ГО-3,4, Л-16/1 и блоке стабилизации установки АГФУ-1.

Химико-технологические методы защиты металла коиденсационно-холодилыюго оборудования, коммуникаций и градирен от коррозионного воздействия со стороны оборотной поды и снижен ня бнообрастаии».

Проанализировано коррозионное состояние конденсационно-холодилыюго оборудования, коммуникаций и градирен предприятий отрасли. Состав оборотных вод, используемых заводами, классифицирован на 3 группы в соответствии с величиной общего солесодержания:

• 90% предприятий используют воду с общим солесодержаиием 80-2000 мг/дм3;

• 8% предприятий - более 2000 мг/дм3;

• 2% предприятий используют морскую оборотную воду.

Дана характеристика оборотных вод по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов и механических примесей. Обобщены данные по межремонтным пробегам, срокам службы трубных пучков из применяемых конструкционных материалов и применяемым в отрасли ингибиторам коррозии.

На основании обобщения опыта применения неорганических ингибиторов в водоохлаждающих системах для исследования в оборотных водах ООО ПО «Ки-ришинефтеоргеинтез» выбраны гексаметафосфат натрия (ГМФЫа), полифосфат

натрия (ПФНа), ортофосфорная кислота (н3ро4), силикат натрия с модулем 3 по 8Ю2> сульфат цинка (2п5Ю4).

Полученные результаты сведены в табл.8. Наибольшей эффективностью по отношению к углеродистой стали в реальной оборотной воде обладают композиции гексаметафосфата натрия (или полнфосфата натрия) с сульфатом цинка (степень защиты до 96%). Применение силиката натрия нецелесообразно из-за значительных концентраций и возможности выпадения при этом геля кремниевой кислоты, сопровождающегося образованием нетеплопроводного слоя накипи.

Таблица 8.

Результаты лабораторных испытаний ряда неорганических ингибиторов в оборотных водах Киришского НПЗ. Гравиметрический метод. Углеродистая сталь СтЮ. Продолжительность испытаний 5 ч (при перемешивании). Температура 20-

25°С.

Концентрации компонентов, мг/дм3 Степень защиты, Ъ, %

ГМФЫа ПФИа н3ро4 силикат натрия 1п2+

15-30 5-40 5-40 5-20 5-20 200-1000 2-4 2-4 2-4 75-85 80-96 67-73 74-86 80-96 83-98

Для композиции ГМФИа (ПФЫа) +2п804 проведены кинетические исследования в течение 8-15 суток в специальных ёмкостях объёмом 20 дм3. Металлические образцы закреплялись на диске из оргстекла, жестко связанном с валом электромотора. Скорость движения образцов - 0,6-0,8 м/с соответствовала скорости потока воды в технологическом оборудовании. Испытания прекращались после стабилизации скорости коррозии. Оборотная вода заменялась свежей в ёмкостях ка-

ждые 1-2 суток, что сводило к минимуму изменение состава воды за счет жизнедеятельности микроорганизмов.

Зависимость скорости коррозии углеродистой стали СтЮ и степени защиты от времени экспозиции для композиции ГМФКа+2п804 представлены на рис.7. По истечении 5-6 суток экспозиции степень защиты достигает 95-96%, что соответствует значениям защитных эффектов для лучших ингибиторов коррозии, используемых в России и за рубежом.

Применение ГМФИа и ПФЫа совместно с 2п804 в системах оборотного водоснабжения не имеет ограничений с точки зрения работоспособности активного ила аэротенков. Ингибитор обеспечивает снижение скорости коррозии углеродистой стали в промышленных условиях до 0,1 мм/год. Контрольные образцы из углеродистой стали после испытаний не имели локальных коррозионных поражений. Образования солевого осадка на поверхности не отмечено.

Скорость коррозии латуни Л63 в период подачи ингибитора снизилась до 0,003 мм/год, обесцинкования не отмечено. Последействие ингибиторной защиты сохраняется в течение 14 суток со времени прекращения его подачи в систему.

Цинк-полифосфатная ингибирующая композиция внедрена на 11 -ти водобло-ках 6-ти НПЗ.

Проанализированы причины и механизм процессов биокоррозии, протекающих в оборотных водах НПЗ, с участием сульфатвосстанавливающих и тиононых бактерий.

С целью определения влияния микробиологического фактора на процессы коррозионного разрушения металлов в оборотной воде изучено биообрастаниг и коррозия оборудования, охлаждаемого оборотной водой, на 7 предприятиях отрасли. Установлено, что увеличение скорости коррозии наблюдается при росте скорости биообрастания, что указывает на влияние микроорганизмов на процесс коррозионного разрушения металла.

100 95 90 85 80 75 70

^,сутки

Ркс. 7. Зависимость ско|х>сти коррозии углеродистой стали СтЮ (г/м2 • ч) и степени защиты (2,%) от времени экспозиции . ( х ) ингибирующей композиции ГМФЫа +2п2+(соотношение в оборотной воде Киришского НПЗ.

Ряд 1 - скорость коррозии СтЮ в оборотной

воде без ингибитора; Ряд 2 - скорость коррозии СтЮ в оборотной воде в

присутствии ингибитора; Ряд 3 - степень защиты, %.

1,2

0,6

К, г/м2 • ч

Исследовано биоцндное действие ряда азотсодержащих соединений - аминов и амидочетвертичных аммониевых солей в отношении тионовых и сульфат восстанавливающих бактерий, выделенных из оборотных вод НПЗ.

Наибольшую эффективность биоцидного действия в отношении тионовых и сульфатвосстанавливающих бактерий проявляют 2 соединения: М- алканоилами-нопропилдиметилбензоиламмоний хлориды, где алканоилы: 1) 11=СН.Г(С1Ь)12-СО- и 2) К=СНг(СН2)8-СОтСНзЧСН2)м-СО-

Наибольший интерес для применения в условиях промышленных систем оборотного водоснабжения представляет использование второго соединения, для производства которого возможно применение не индивидуальных карбоновых кислот, а фракции СЖК Сю-С^, выпускаемой промышленностью в широких масштабах.

Введение исследованных биоцидов в концентрации 10 мг/дм3 не оказало видимого влияния на состояние активного ила биоочистных сооружений и его окислительную способность.

Производство биоцидов мощностью 10 тыс. тонн в год (для полного удовлетворения потребности предприятий отрасли) рекомендовано организовать в ПО «Салаватнефтеоргсинтез».

На основании обобщения и анализа отечественного и зарубежного опыта классифицированы основные лакокрасочные материалы (ЛКМ), применяемые для защиты металлов в водных средах, составлен основной ассортимент с указанием плёнкообразующих, областей применения и сроков службы.

Для проведения опытно-промышленных испытаний на водоблоках НПЗ выбраны ЛКМ на основе сополимерных винилхлоридных, эпоксидных, эпоксидно-пековых, эпоксиэфирных плёнкообразующих.

Эффективность защитного действия водостойких покрытий определяли при испытаниях как в лабораторных условиях, так и в условиях эксплуатации действующих градирен. Образцы с водостойкими системами защитных покрытий устанавливали в наиболее жестких условиях эксплуатации - в диффузорах на ме-

■аллоконсгрукциях площадок, обслуживающих вентилятор. На испытуемых об-)азцах постоянно конденсировалась влага из восходящего потока промышленно-о воздуха.

Опыты показали наибольшую перспективность систем покрытий на основе со-юлимерных виниловых полимеров ХС-717, ХС-413 по грунтовкам ВЛ-02, МС-)152. Декоративные и физико-механические свойства этих систем покрытий по-:ле 1,5-2 лет испытаний не изменились. Тиксотропность эмалей ХС-413 и ХС-416 )беспечивает их высокую технологичность и позволяет уменьшить число еб слоёв № 2-3 (по сравнению с 6-7 слоями перхлорвиниловых материалов типа Х13-785).

Наилучшие результаты дали эпоксидно-пековые эмали ЭП-46 и ЭП-44 по рунтовкам ВЛ-02, МС-0152, ЭФ-094 и КЧ-0189. Покрытия не изменялись после '.-2,5 лет испытаний.

Наиболее ответственные и находящиеся в наиболее жестких условиях металли-[сскис элементы градирен - диффузоры, вентиляторы, электродвигатели - реко-1ендовано защищать хлоридсополимерными ХС-717, ХС-413, эпоксидно-гековыми ЭП-44, ЭП-46 и эпоксидно-каменноугольными ЭП-5116 эмалями.

Новый метод применеиия иигибнтороп для защиты от ннзкотемператур-юй коррозии объектов топлнпно-эиергетнческого комплекса - нанесение на металлическую поверхность в электростатическом поле.

Предложен принципиально новый метод, не описанный в мировой литературе, фименения ингибиторов коррозии для защиты газовоздушных зон низкотемпе-итурного оборудования НПЗ - нанесение на металлическую поверхность с помощью электростатического поля.

Метод электростатического нанесения ингибиторов расширяет области прнме-гения ингибиторов также для защиты от атмосферной коррозии изделии, герме-изация которых по каким-либо причинам невозможна или затруднена (межопе-гационная защита, транспортировка, хранение под навесами и т.п.).

Сущность метода заключается в том, что ингибитор наносят на металлическую ювсрхность напылением в электростатическом поле до достижения оптимальной

для ингибитора плотности заряда с последующей обработкой поверхности пото ком ионизированного газа, создаваемого коронным разрядом. При этом достига ется равномерное распределение ингибитора на защищаемой поверхности, сни жается его испарение и усиливаются защитные свойства.

Анализ существующих представлений о механизме действия порошкообразны) (кристаллических) ингибиторов коррозии (на примере одного из самых эффек тивных ингибиторов коррозии чёрных металлов - нитрита дициклогексиламина НДА) позволяет предположить, что наибольшей ингибирующей и адсорбционно! способностью НДА обладает при адсорбции из газовой фазы в ионной форме, ) не в виде комплексов с водородными связями, которые возникают при испаренш ингибитора при естественном насыщении им воздушного пространства. Адсорб ционная и ингибирующая активность вещества возрастает при увеличении поло жителыюго заряда поверхности металла и собственного дипольного момента мо лекулы. Эти факторы реализуются при нанесении ингибитора в электростатиче ском поле.

Наличие собственного дипольного момента у молекулы ингибитора являете одним из главных граничных условий при отборе ингибитора к применению п методу электростатического нанесения. Ограничений но перечню металлов мето не имеет. При нанесении ингибитора в электростатическом поле резко сокращг ется критическое время перехода металла в устойчивое состояние, т.к. адсорбци на металле обеспечивается в кратчайшее время до того, как на поверхности м< талла сконденсируется плёнка коррозионно-активного электролита.

Высокая эффективность применения ингибиторов по методу нанесения в эле! тростатическом поле на примере НДА иллюстрируется данными испытаний в у| ловиях, имитирующих коррозию в газовоздушных зонах резервуаров для хран! ния нефтепродуктов (таблица 9).

Таблица 9.

Сопоставление эффективности защиты стали СтЗ от коррозии различными вариантами применения НДЛ. Условия испытаний: герметичная бочка объёмом 200 дм3. Коррозионная среда: 20 дм3 водного раствора №28 (1 г/дм3) с подкислением до рН=3 плюс 250 мл прямогонного бензина. Металлические образцы: на уровне 10 см от крышки (50 см от уровня коррозионной среды). Дополнительное введение в раствор и воздушную среду 250 г твёрдого С02. Продолжительность испы-

таний - 50 суток.

Вариант защиты % коррозионного поражения стали СтЗ (по 5 образцам) Коэффициент торможения коррозии

Контроль (без ингибитора) 2,5 -

Электростатическое нанесение НДА~ 10г/м2 (60 г/м3 объёма) 0,013 155

НДА в таблетированной форме (100 г/м3 объёма) 0,37 5,4

Таблица 10.

Результаты коррозионных испытаний летучих ингибиторов коррозии, нанесенных в электростатическом поле в количестве — 10 г/м2, в условиях, моделирующих атмосферную коррозию по ГОСТ 9.509. Относительная влажность воздуха ~ 100%. Перепады температур - 20-40°С (16ч-8ч). Металл - сталь 3.

Ингибитор % коррозионного поражения через, сутки:

15 30 45 60 75 90 105

НДЛ 0 0 0 0,01 0,01 0,04 0,04

ВНХ-Л-20 0,4 35,0 50,0 80,0 80,0 80,0 -

Мочевина 2,0 10,0 20,0 30,0 32,0 1 - -

Уротропин 0,04 0,07 0,08 0,1 0,1 - -

Контроль (без ингибитора) 5,0 10,0 21,0 31,0 42,5 60,5 75,0

Эффективность НДА, нанесённого в электростатическом поле в количестве ~10г/м2 поверхности, при общем расходе 60 г/м3 защищаемого объёма ~в 30 раз выше, чем при применении НДА в таблетированной форме при большем расходе (100 г/м3 объёма).

Опытно-промышленная проверка эффективности НДА для защиты газовоздушных зон резервуаров с нефтепродуктами, проведенная в реальных резервуарах ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» (прямогонный бензин, рафннат рифор-минга) в течение 120 сугок, подтвердила высокую эффективность метода для защиты газовоздушных зон (крышка и верхний пояс).

Эффективность ингибиторов для защиты от атмосферной коррозии (газовоздушная влажная среда) оценивалась в климатических камерах по ГОСТ 9.509.

Продолжительность испытаний, предписанных ГОСТ 9.509, - 15 циклов, однако наши испытания продолжались больший период (в 7 раз), т.к. за меньшее количество циклов коррозия на образцах для наиболее эффективных ингибиторов не появилась. Результаты, представленные в таблице 10, свидетельствуют о высокой эффективности для защиты стали от атмосферной коррозии ингибиторов НДА, уротропина и меньшей - мочевины и ВНХ-Л-20.

Использование электростатического поля для нанесения ингибитора замедляет его испарение с поверхности, что связано с наличием более прочной адсорбционной связи с металлом за счёт электростатического взаимодействия. Расчёт показывает, что убыль массы НДА при его испарении на воздух в открытый объём с плоского диска кристаллического НДА площадью 1м2 составляет при 20°С -0,124 г/м2сутки.

Экспериментально определенная скорость испарения НДА, нанесенного в электростатическом поле, в открытий объём воздуха ниже, чем с плоского диска вещества 0,06 г/м2' сутки), а в герметичный объём ещё ниже - 0,025 г/м2' сутки.

Все работы по электростатическому нанесению ПДА на защищаемое оборудование должно производиться в период ремонта или монтажа вновь строящегося

оборудования. Нанесение ингибитора на прокорродировавшие поверхности без удаления продуктов коррозии нежелательно..

Результаты лабораторных, стендовых и опытно-промышленных коррозионных испытаний подтвердили высокую эффективность метода и позволяют рекомендовать ингибитор НДА для защиты чёрных металлов от коррозии:

• газовоздушных зон резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (крыша и верхняя зона резервуара);

• газовоздушных зон сепараторов и др. оборудования различных установок;

• для защиты от атмосферной коррозии оборудования, находящегося под навесами (без прямого попадания осадков) на срок до 3-х лет (без герметизации изделий).

Установлено, что ингибитор НДА при применении для защиты газовоздушных зон резервуаров хранения прямогонного бензина, подвергаемого впоследствии гндроочистке, даже при полном смыве с крыши и верхнего пояса резервуара не влияет на параметры гидроочистки прямогонного бензина и физико-химические свойства ЛI-Со-Мо - катализатора гидроочистки.

Основные выводы

1. Впервые получены, обобщены и проанализированы систематические экспериментальные данные по всем возможным видам коррозионных разрушений металла оборудования основных типов отечественных установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах с анализом содержания и состава коррозионно-активных агентов по потокам, что позволило обоснованно рекомендовать конкретные химико-технологические методы защиты от коррозии в соответствии с условиями эксплуатации оборудования.

2. Основными видами коррозии в узлах и аппаратах установок являются: общая коррозия, коррозионное и межкристаллитное коррозионное растрескивание сварных швов, сероводородное расслоение и растрескивание углеродистых и низколегированных сталей во влажных сероводородных средах, хлоридное и се-

роводородное растрескивание нержавеющих сталей, растрескивание аустенит-ных сталей под действием политионатов и тиосульфатов, щелочное коррозионное растрескивание или щелочная хрупкость как углеродистых, так и высоколегированных сталей.

Коррозионное растрескивание в значительной степени зависит от длительности эксплуатации и производительности установок. На крупнотоннажных установках срок эксплуатации до появления трещин меньше, чем на установках меньшей производительности, что связано с более высошм уровнем рабочих напряжений и большей концентрацией коррозионно-активных компонентов на единицу поверхности оборудования.

3. Коррозионная агрессивность газовых конденсатов Прикаспийской впадины по отношению как к углеродистым, так и высоколегированным сталям, выше, чем серийных нефтей и требует изменения материального оформления действующих установок. Опыт эксплуатации установок после выполнения рекомендаций подтвердил их обоснованность.

4. В высокотемпературных узлах установок первичной переработки нефти значительных коррозионных разрушений не наблюдается. Отложения, присутствующие в трубном и мемсгрубном пространстве сырьевых теплообменников, в основном, имеют наносной характер и представляют собой смесь твёрдых частиц коррозионно-эрозионного износа оборудования и трубопроводов и минеральных примесей с органическим связующим.

5. Продукты коррозии и отложения в оборудовании установок первичной и вторичной переработки нефти вызывают коррозионные процессы в периоды простев, подготовки и проведения ремонтных работ. Состав продуктов коррозии и отложений определяет повышенную коррозионную агрессивность дренажных вод (конденсатов), образующихся при пропаривании оборудования. Коррозия оборудования в периоды ремонтов и вынужденных простоев установок объясняется неполным удалением продуктов коррозии и отложений при проведении операций пропарки и промывки.

6. Преимуществом предложенных химико-технологических методов защиты установок первичной и вторичной переработки нефти является то, что они решают проблему защиты не только отдельных узлов и аппаратов, но и комплексную защиту установок в целом и др. заводского оборудования.

7. Комплекс предлагаемых методов защиты от коррозии предусматривает:

• изменение материального оформления установок первичной и вторичной переработки нефти и газовых конденсатов в периоды ремонтов (замена конструкционных материалов на более коррозионностойкие) на основании промышленных экспериментальных данных исследования коррозионной стойкости различных металлов во всех коррозионноопасных узлах;

• защиту оборудования установок в нерегламентных режимах эксплуатации: в периоды работы установок на пониженных загрузках, режимах циркуляции, простоев, подготовки к ремонтам и ремонтов (консервация на периоды простоев азотными, азотно-аммиачными атмосферами и промьточно-консерва-ционными составами на основе отечественного ингибитора ФМТ-1, схемы пропаривания и утилизации продуктов пропаривания);

• защиту низкотемпературного оборудования установок риформинга в периоды окислительной регенерации катализаторов (водородная прокалка катализаторов, ингибиторная защита и применение нейтрализаторов);

• защиту конденсационно-холодильного оборудования, коммуникаций и градирен от коррозионного воздействия со стороны воды и снижение биообрастаний (новые биоциды -М-алканоиламинопропилдиметилбензоиламмоний хлориды, ингибиторная защита водоблоков цинкфосфатным ингибитором, рекомендации по применению лакокрасочных покрытий);

• ингибиторную защиту газовоздушных зон резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, сепараторов и др. оборудования различных установок и от атмосферной коррозии оборудования без герметизации, находящегося под навесами, методом электростатического нанесения ингибиторов коррозии.

8. Разработан принципиально новый метод применения ингибиторов - нанесение на металл в электростатическом поле для защиты низкотемпературного оборудования НПЗ в газовоздушных средах, в том числе - о г атмосферной коррозии. 9. На ряде НПЗ отрасли внедрен комплекс химико-технсшогических мероприятий по защите от коррозии установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах, а также водоблоков (ингибиторная защита и J1KM). 10. Методические указания по защите:

• от коррозионного растрескивания сварных швов оборудования и трубопроводов в периоды ремонтов технологических установок;

• от «стояночной» коррозии при остановках на ремонты и по консервации технологического оборудования;

• хранения нефти и нефтепродуктов;

включены в «Перечень» МИНТОПЭнерго РФ разработки к 2001г. нормативно-технической документации, обязательной для всех предприятий отрасли, согласованный Федеральным горным и промышленным надзором России.

Основные публикации по теме диссертации:

1. Бурлов В.В., Арчаков Ю.И., Тесля Б.М. Гидроочистка нефтяного сырья // В кн.: Коррозионная стойкость оборудования хим. производств. Нефтеперерабатывающая промышленность. Спр. руководство / Л.: Химия. 1990. Раздел 6.4. С. 167-176.

2. Бурлов В.В., Арчаков Ю.И., Тесля Б.М. Защита конденсационно-холодиль-ного оборудования от коррозии под действием оборотных вод // Там же. Глава 10. С. 308-381.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Бурлов В.В., Уткин И.А., Гнрко А.И. Современное состояние и перспективы защиты от коррозии конденсацио1 ию-холодилыюго оборудования и градирен от воздействия оборотных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств // Тем. обзор. ЦПИИТЭНефтехим. Москва. 1983. 59 стр.

12.Бурлов В.В., Парпуд И.В. Учёт специфических факторов эксплуатации при определении остаточного ресурса оборудования нефтеперерабатывающих производств // Там же. С. 70-73.

13.Бурлов В.В., Парпуц И.В. Особенности коррозионного растрескивания металла оборудования технологических установок нефтеперерабатывающих производств // Нефтепереработка и нефтехимия. 1999. №8. С. 20-21.

И.Шумовская Л.Г., Бурлов В В., Шадрина А.Н. Опыт АООТ «ВНИИНефтехим» по исследованию и применению современных лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций, емкостного оборудования и трубопроводов на предприятиях добычи и переработки нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. 1999. №8. С. 22-24.

15.Шадрина А.Н., Бурлов В.В., Сироткина А.И. Определение причин разрушения нефтепродуктопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1991. №4. С. 22-24.

16.Шадрина А.Н., Бурлов В.В., Мухенберг K.M., Говорова Г.Я. Способ контроля работоспособности покрытий, применяющихся для защиты металла // Патент РФ. №2067755. 1996. Б.И. №28. 10.10.96.

17.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Андреева Г.А., Шапиро Р.Н. Агрессивность продуктов регенерации катализаторов риформинга и методы защиты от коррозии // Нефтепереработка и нефтехимия. 1982. №9. С. 7-10.

18.Андреева Г.А., Бурлов В.В., Прасолова О.Н. Защита от коррозии оборудования и трубопроводов каталитического риформинга // Химия и технология топ-лив и масел. 1985. №4. С. 6-7.

19.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Чупарева И.Е. Исследование влияния микробиологического фактора на коррозию металлов в охлаждающих оборотных водах НПЗ //Нефтепереработка и нефтехимия. 1984. №7. С. 31-33.

20.Котлов Ю.Г., Бурлов В.В., Поляков С.Г., Тесля Б.М., Юруткин A.A. Контроль скорости коррозии углеродистой стали в оборотных водах нефтеперерабатывающих заводов //Химия и технология топлив и масел. 1985. №4. С. 11-13.

1 .Тесля Б.М., Бурлов В.В., Парпуц И.В., Парпуц Т.П. Коррозионная стойкость теплообменного оборудования при гидроочистке оренбургского конденсата // Химия и технология топлив и масел. 1985. №9. С. 15-17.

2.Бурлов В.В., Тесля Б.М., Ермолина Е.Ю., Зарипова H.A. Изучение ингибиро-вания коррозии в оборотных водах НПЗ оксиэтилидендифосфоновой кислотой //Нефтепереработка и нефтехимия. 1986. №9. С. 8-10.

3.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Ермолина E.IO. Оксиэтилидендифосфоновая кислота как ингибитор коррозии в охлаждающих оборотных водах // Защита металлов.

1987. т.ХХШ. №5. С. 889-891.

:4.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Шадрина А.Н., Вяжевич A.B., Защита оборудования систем оборотного водоснабжения от коррозии // Химия и технология топлив и масел. 1982. №6. С. 24-26.

!5.Бакуров С.Б., Тесля Б.М., Бурлов В.В., Парпуц Т.П. Работоспособность конструкционных материалов на установках гидроочистки оренбургского и карача-ганакского газовых конденсатов // В кн.: Тез. докл. Всесоюзной научно-технич. конференции «Борьба с коррозией в нефтеперерабатывающей и нефтехимической пром-сти». Кнриши. 1988. С. 4-5.

!6.Тесля Б.М., Чупарева И.Е., Бурлов В.В., Якушкин М.И. Исследование биоцид-ных свойств некоторых азотсодержащих веществ, обладающих ингибирующим действием // Там же. С. 128.

27.Тесля Б.М., Чупарева И.Е., Бурлов В.В. Скорость биообрастания в период ин-гнбиторной обработки оборотной воды // Там же. С. 128-129.

28.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Ермолина ЕЛО., Шевчук H.H. Исследование эффективности защитного действия некоторых ингибиторов в оборотных водах НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. 1988. №11. С. 38-40.

29Д'есля Б.М., Бурлов В.В., Шевчук H.H., Ермолина Е.Ю., Несветаев Ф.Л., Ма-тгошкин В.И. Применение цинкполифосфатной ингибирующей композиции в оборотных водах Киришского НПЗ // Химия и технология топлив и масел.

1988. №12. С. 33-34.

30.Тес ля Б.М., Чупарева И.Е., Бурлов В.В., Якушкин М.И., Фёдорова Т.А., Мака ровский И.А., Павлычев В.Н., Тюгаев П.Ф., Боруленков П.Е. Способ прсдот вращения роста -пюновых и сульфатвосстанавливающих бактерий в водны> средах//Авт. свид. СССР. 1634645, 15.11.90, Б.И.№10. 15.03.91.

31.Тесля Б.М., Бурлов В.В., Тишкевич Л.Ф., Демешко O.A., Шадрина А.Н. Комплексная защита от коррозии металлооборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств // Процессы нефтепереработки и нефтехимии. Сб. научн. трудов. Москва. ЦНИИТЭНефтсхим. 1989. С. 37-41.

32.Алцыбеева А.И., Кузинова Т.М., Тихомиров Ю.П., Бурлов В.В., Ластовкин Г.А., Варшавский О.М., Хомичев C.B., Агрес Э.М. Способ нанесения летучего ингибитора коррозии на металлическую поверхность // Патент РФ. №2078851. 1997. Б.И. №13. 10.05.97.

33.Алцыбесва А.И., Бурлов В.В., Кузинова Т.М. Новый способ нанесения ингибиторов коррозии на металлическую поверхность // Нефтепереработка и нефтехимия. 1999. №8. С. 27-29.

34.Алцыбеева А.И., Бурлов В.В., Кузинова Т.М. Новый метод применения ингибиторов коррозии - нанесение на металлическую поверхность с помощью электростатического поля //Журн. прикл. химии. 2000. ÎM. С. 671-672.

35.Бурлов В.В., Палатик Г.Ф., Зуев В.А., Гоев М.М. Решение проблемы коррозионного износа оборудования установки предфракционирования производства ЛАБ-ЛАБС ООО «Кинеф»//Нефтепереработка и нефтехимия. 1999. №8. С. 24-27.

Введение

Глава 1. Особенности и причины коррозионных разрушений металла

1.1. Коррозионные разрушения металла оборудования установок первичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных режимах.

1.2. Особенности коррозионных разрушений металла оборудования установок при переработке газовых конденсатов Прикаспийской впа

1.2.1. Состав и коррозионная агрессивность оренбургского и карачага-накского конденсатов при переработке в ПО «Салаватнефтеоргсинтез»

1.2.2. Коррозионное состояние и защита от коррозии оборудования в условиях переработки оренбургского и карачаганакского конденсатов . 70 1.3. Особенности коррозионных разрушений металла и развития отложений в высокотемпературных узлах оборудования установок первичной переработки нефти.

Глава 2. Химико-технологические метода защиты от коррозии металла оборудования установок первичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах . 117 2.1 Влияние продуктов коррозии и отложений в оборудовании установок первичной переработки нефти на коррозионные процессы в периоды простоя, подготовки и проведения ремонтных работ.

2.2. Химико-технологические методы защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти в периоды простоев и ремонтных работ.

2.2.1. Технологические мероприятия по защите от коррозии установок первичной переработки нефти при переводе их на циркуляцию и при подготовке к ремонтным работам. оборудования установок первичной переработки нефти

2.2.2. Технологические мероприятия по созданию в оборудовании установок нейтрализующих азотно-аммиачных атмосфер при длительных простоях.

2.2.3. Разработка промывочно-консервационных составов для межоперационной защиты и консервации (на периоды простоев) оборудования нефтеперерабатывающих производств.

2.3. Ингибиторная защита металла оборудования установок первичной переработки нефти

Глава 3. Химико-технологические методы защиты от коррозии металла оборудования установок вторичной переработки нефти.

3.1. Особенности коррозионных разрушений и развития отложений в оборудовании установок вторичной переработки нефти.

3.2. Ингибиторная защита металла оборудования установок вторичной переработки нефти (каталитического риформинга).

3.3. Технологические рекомендации по материальному оформлению оборудования установок гидроочистки (на примере ПО «Салаватнефтеоргсинтез»).

Глава 4. Химико-технологические методы защиты металла конденсаци-онно-холодильного оборудования, коммуникаций и градирен от коррозионного воздействия со стороны оборотной воды и снижения биообрастаний

4.1. Исследование эффективности ингибиторов коррозии в оборотных водах Киришского НПЗ.

4.2. Исследование эффективности некоторых биоцидов по отношению к коррозионно-агрессивным микроорганизмам в оборотных водах НПЗ

4.3. Использование лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металла в водных средах различных отраслей промышленности.

Глава 5. Новый метод применения ингибиторов для защиты от низкотемпературной коррозии объектов топливно-энергетического комплекса - нанесение на металлическую поверхность в электростатическом поле.

5.1. Теоретические предпосылки эффективности метода.

5.2. Результаты лабораторных коррозионных испытаний отечественных ингибиторов коррозии, нанесенных на металл в электростатическом поле

5.3. Кинетические исследования процессов испарения ЛИК, определение оптимальных норм расхода ингибиторов.

5.4. Исследование влияния предварительной обработки (активации) поверхности металла на продолжительность защитного действия ингибитора

5.5. Опытные испытания ингибитора НДА в средах, имитирующих условия протекания низкотемпературной коррозии на предприятиях топливноэнергетического комплекса.

Выводы.

Коррозия металлов, приводящая к преждевременному выходу из строя многочисленных изделий, машин, оборудования и сооружений, наносит огромный ущерб экономике промышленно-развитых стран. Ущерб определяется не только прямой потерей металлов, но и, главным образом, порчей и выходом из строя различных готовых изделий, имеющих стоимость существенно выше стоимости металла, затраченного на их изготовление, а также затратами, связанными с их ремонтом, простоем, нарушением технологического процесса и потерей продукции.

Кроме прямых затрат и косвенных потерь (снижение производительности и к.п.д. оборудования, загрязнение и снижение качества продукции и т.п.) существуют не поддающиеся оценке последствия коррозии: загрязнение окружающей среды, связанное с утечками нефтепродуктов, газов, химических веществ, а также ухудшение условий труда и возникновение аварийных ситуаций в связи с вынужденным выходом из строя оборудования [1]. По оценке Американского нефтяного института прямые потери от коррозии меньше ущерба от загрязнения окружающей среды не менее, чем в 4 раза [1]. Указанное соотношение между этими величинами рекомендовано для определения нижнего предела ущерба от загрязнения окружающей среды и для отечественных условий [1].

Потери от коррозии огромны и сопоставимы с затратами на развитие крупнейших отраслей промышленности и непрерывно возрастают, т.к. по мере развития экономики стран и интенсификации технологических процессов возрастает металлический фонд, подлежащий защите, осваиваются новые производства, использующие металлы в условиях повышенной агрессивности среды и более сложных параметров эксплуатации.

Проблема антикоррозионной защиты оборудования и сооружений нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), где сосредоточено более 30% металлофонда страны, приобрела в настоящее время первостепенное значение и настоятельно требует практического решения уже в ближайшее время.

Высокие коррозионные потери в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности обусловлены значительными объемами производства и большой металлоемкостью (-32 кг на каждую тонну перерабатываемой нефти). Наметившиеся в последнее время тенденции и возрастанию объема переработки сернистых и высокосернистых нефтей и газовых конденсатов и появившаяся в последние годы необходимость защиты от коррозии оборудования и установок на период остановки и последующей консервации на длительный период требуют особого внимания к вопросам борьбы с коррозией.

На нефтеперерабатывающих предприятиях России, начиная с 1991г., происходило постепенное снижение объемов переработки нефти и производства основных видов нефтепродуктов. Так, за 1998г. объем переработки нефти всего по России составил ~149,8 млн. тонн, т.е. по сравнению с 1990г. снижение объема переработки составило более чем 120 млн. тонн [2-5]. При этом загрузка мощностей основных процессов переработки нефти также значительно снизилась и в целом не превышает 55% .

Основная часть технологических установок введена в эксплуатацию 60-70-е годы, свыше 80% оборудования устарело как морально, так и физически, и не может обеспечить необходимый уровень глубины переработки нефти.

В настоящее время на отечественных нефтеперерабатывающих предприятиях эксплуатируются технологические установки и оборудование, в т.ч. колонны, теплообменники, печи, трубопроводы, введенные в строй 20,30 и более лет назад [6].

Эти установки определяют производство основного объема товарной продукции предприятий и будут определять еще, наверное, долгое время. В этой связи обеспечение надежной эксплуатации оборудования, работающего на установках уже длительное время, является очень важной и актуальной задачей.

Таблица 1

Динамика объёмов первичной переработки нефти (тыс. т) [3,4,5,].

Предприятия Объём переработки за:

1990г. 1995г. 1996г. 1997г. 1998г.

АО «Ангарская нефтехимиче- ская компания» 22644,7 16633,7 13427,1 10271,8 7155,0

АО «Ачинский НПЗ» 6783,2 5499,7 5781,3 5742,1 4984,3

АО «Ново-Уфимский НПЗ» 14570,0 7194,3 6788,5 5970,6 5437,7

АО «Уфанефтехим» 11154,1 8723,5 8766,0 7412,3 6552,8

АО «Уфимский НПЗ» 10039,6 6836,1 6415,9 4966,8 5437,7

АО «Киришинефтеоргсинтез» 19056,2 12098,1 15267,4 14794,8 15946,6

АО «Комсомольский НПЗ» 5557,5 1653,1 1688,4 2285,0 1943,0

АО «Краснодарнефтеоргсинтез» 2407,7 400,7 372,1 149,1 117,9

АО «Крекинг» 8866,0 1581,7 2374,8 3489,7 3239,9

АО «ЛУКойл-Волгоградский 8200,9 7797,8 7877,8 7681,7 6821,2

НПЗ»

АО «ЛУКойл- 13273,8 11185,0 11428,1 11244,5 9733,6

Пермьнефтеоргсинтез»

АО «Московский НПЗ» 11602,0 10010,0 8854,7 9623,7 8718,7

АО «Новокуйбышевский НПЗ» 14430,8 6369,1 7895,3 9797,0 9428,8

АО «НОРСИ» 20424,2 12456,3 10749,7 12257,2 9323,3

АО «Омский НПЗ» 25073,8 16449,0 15623,7 16126,5 13106,0

АО «Орскнефтеоргсинтез» 6745,1 4387,8 4380,8 4739,6 4426,2

АООТ «Рязанский НПЗ» 17103,7 7384,7 4120,1 4516,4 8137,6

АО «Салаватнефтеоргсинтез» 9883,4 6871,4 6703,7 6564,8 5605,3

АО «Самарский НПЗ» 6692,8 4859,2 4892,9 5644,0 5163,8

АО «Сызранский НПЗ» 9620,4 5026,8 5246,9 6668,0 5523,9

АО «Туапсинский НПЗ» 1937,1 2828,7 2724,6 2208,1 1596,6

АО «Ухтинский НПЗ» 5516,2 2696,3 3026,8 2921,6 2066,2

АО «Хабаровский НПЗ» 4246,0 1748,2 1700,8 1891,4 1692,3

АО «Ярославнефтеоргсинтез» 15969,1 9369,8 6586,8 7017,9 7454,7

АО «Ярославский НПЗ им. 459,7 194,4 63,8 198,1 169,5

Менделеева»

Динамика снижения объёмов первичной переработки нефти в период 1990-98г.г. по заводам России приведена в таблице 1.

Как никогда ранее, сегодня остро стоит проблема повышения конкурентоспособности продукции НПЗ не только путем постоянного совершенствования товарной продукции по видам и показателям качества, но и за счет снижения себестоимости. Снижение затрат на ремонты и замену оборудования, исключение аварийности является крупным резервом экономии.

Защита оборудования от коррозии позволяет в значительной степени снизить затраты на ремонт и замену оборудования. Мероприятия по защите металла от коррозии должны предусматриваться:

• на режиме, в период эксплуатации установок на проектной производительности;

• на режиме, в период эксплуатации установок на пониженных загрузках;

• в периоды горячей и холодной циркуляции;

• в периоды консервации;

• при подготовке оборудования установок к ремонтам;

• в периоды проведения ремонтов.

Особенно это касается оборудования и трубопроводов, выполненных из аусте-нитных материалов или сваренных аустенитными электродами.

Мероприятия по защите от коррозии должны проводиться с учетом информации по коррозионному состоянию оборудования (результаты обследований, коррозионный контроль, коррозионный мониторинг) [6].

Такой широкий подход к решению вопросов защиты от коррозии обусловлен современными особенностями эксплуатации установок на предприятиях:

• неритмичной загрузкой основных мощностей;

• частым изменением состава сырья.

Рваный» режим работы - так можно охарактеризовать в настоящее время процесс эксплуатации многих установок и предприятий отрасли в целом. и

Как показывает анализ случаев коррозионного разрушения оборудования за период 1993-1998 гг., имеется большое количество выходов из строя колонн, емкостей, корпусов теплообменников в результате коррозионного растрескивания, одной из причин которого является существующий характер эксплуатации оборудования.

Повышенная коррозия оборудования технологических установок в периоды простоев определяется, в основном:

• поступлением в оборудование кислорода и влаги из атмосферы;

• присутствием в оборудовании коррозионно-активных газов, образовавшихся в процессе эксплуатации (в первую очередь НС1, H2S);

• наличием на поверхности металла оборудования коррозионно-агрессивных отложений;

• окислением отложений с образованием более коррозионно-агрессивных продуктов [7].

Общий перечень средств противокоррозионной защиты включает:

• применение на установках первичной переработки, риформинга, гидроочистки, термического и каталитического крекинга, газофракционирования и др. пленкообразующих и нейтрализующих ингибиторов;

• применение коррозионно-стойких конструкционных материалов. Решения по их применению обычно принимаются на стадии замены по причине коррозии отдельных узлов и аппаратов;

• применение комплексных реагентов для защиты от коррозии, солеотложения и биообрастаний оборудования и трубопроводов со стороны охлаждающей оборотной воды;

• применение неметаллических материалов и лакокрасочных покрытий.

По характеру проявления разрушение оборудования НПЗ может быть постепенным и внезапным [8]. Постепенное разрушение обусловлено, в основном, протеканием общей коррозии металла и обычно обнаруживается и контролируется в период ревизии при ремонтных работах. Такое разрушение оборудования, при отсутствии серьезных отклонений от технологического режима, достаточно легко прогнозируется.

Внезапное разрушение связано с локальными видами коррозии (питтинговая, язвенная, межкристаллитная) и коррозионным растрескиванием, прогнозирование и контроль которых сложен и неоднозначен.

На процессы протекания локальных видов коррозии и коррозионного растрескивания существенное влияние оказывает ряд специфических факторов эксплуатации оборудования технологических установок НПЗ. К таким специфическим факторам следует отнести:

• применение химико-технологических методов защиты оборудования, в т.ч. и с использованием ингибиторов. Для установок первичной переработки нефти -это использование нейтрализующих реагентов, в т.ч. и водного раствора аммиака; применение ингибиторов по трактам верха эвапорационных, атмосферных, вакуумных колонн, колонн стабилизации. Эти мероприятия, направленные, в первую очередь, на защиту оборудования от общей коррозии, могут приводить к уменьшению вероятности сероводородного коррозионного растрескивания и расслоения углеродистых сталей и даже снижать вероятность коррозионного растрескивания нержавеющих сталей;

• проведение операции пропаривания аппаратов и трубопроводов перед проведением ремонтных работ с образованием коррозионно-агрессивных конденсатов. При пропаривании оборудования происходит растворение накопившихся в аппаратах в процессе эксплуатации отложений. В результате образуются агрессивные растворы, которые, стекая по стенкам аппаратов, вызывают интенсивную коррозию, в т.ч. локальные виды коррозии и коррозионное растрескивание. Следует отметить, что при пропаривании электрохимической коррозии под действием электролитов подвергается и то оборудование, которое при регламентном режиме эксплуатируется при высоких температурах и где конденсация влаги, а, следовательно, и протекание электрохимической коррозии, невозможно;

• простои оборудования при проведении ремонтных работ или по другим причинам, при наличии в оборудовании коррозионно-агрессивных отложений совместно с атмосферной влагой и кислородом воздуха. Несмотря на проведение операции пропаривания, в оборудовании, как правило, остаются чрезвычайно агрессивные отложения. При проведении ремонтных работ или при простоях установок происходит взаимодействие отложений с атмосферной влагой с образованием агрессивных паст. Кроме того, имеет место окисление некоторых отложений кислородом воздуха с образованием агрессивных соединений. Таким образом, для правильной оценки работоспособности технологических установок и определения их остаточного ресурса необходимо учитывать коррозионную агрессивность технологических сред на всех этапах эксплуатации оборудования, включая агрессивность технологических сред и особенности химико-технологических методов защиты при работе установок в регламентном режиме, агрессивность конденсатов, образующихся при пропаривании аппаратов, а также состав отложений, присутствующих в них.

Решение проблемы антикоррозионной защиты оборудования НПЗ невозможно без проведения детального анализа особенностей и причин коррозионного поражения металла установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации как в регламентных, так и отличающихся от регламентных режимах. Такие комплексные исследования отсутствуют и являются весьма актуальными для нашей страны в связи с создавшейся в настоящее время ситуацией с переработкой нефти на отечественных НПЗ.

Целью настоящей работы, имеющей в основном экспериментальный характер являлось: получение, систематизация и обобщение экспериментальных данных по всем возможным видам коррозионных разрушений, по влиянию продуктов коррозии и отложений на коррозионные процессы металла оборудования основных типов установок первичной и вторичной переработки нефти; разработка химико-технологических методов, обеспечивающих комплексную защиту от коррозии оборудования установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах и низкотемпературного оборудования объектов НПЗ.

Анализ и обобщение особенностей и причин коррозионных разрушений металла оборудования установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах позволили решить важную научно-техническую проблему - разработать комплекс новых методов химико-технологической защиты от коррозии оборудования нефтеперерабатывающих заводов в регламентных и отличающихся от регламентных технологических режимах (пониженные загрузки, простои, периоды горячей и холодной циркуляции, подготовки к ремонтам, ремонта, консервации на периоды простоев и т.п.).

Преимуществом предложенных химико-технологических методов защиты установок первичной и вторичной переработки нефти является то, что они решают проблему защиты не только отдельных узлов и аппаратов, но и комплексную защиту установок в целом и др. заводского оборудования. Автор защищает:

• экспериментально обоснованные заключения и анализ особенностей и причин всех возможных видов коррозионных разрушений металла оборудования основных отечественных типов установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах;

• комплекс химико-технологических методов защиты от коррозии оборудования установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах (консервация на периоды простоев азотно-аммиачными атмосферами и ингибитированными консервационными составами, рекомендации по проведению горячей циркуляции, ингибиторная защита, изменение материального оформления установок);

• комплекс химико-технологических методов защиты металла конденсационно-холодильного оборудования, коммуникаций и градирен от коррозионного воздействия со стороны оборотной воды и снижения биообрастаний (ингиби-торная защита, новые биоциды -N-алканоиламинопропилдиметилбензоил-аммоний хлориды, рекомендации по применению лакокрасочных покрытий);

• новый метод применения ингибиторов коррозии для защиты газовоздушных зон низкотемпературного оборудования НПЗ и от атмосферной коррозии - нанесение на металлическую поверхность с помощью электростатического поля;

• положительные результаты испытаний и внедрения разработанных химико-технологических методов защиты от коррозии на предприятиях отрасли. Работа выполнялась по хоздоговорам с НПЗ и по заказ-нарядам Департамента нефтепереработки и нефтехимии Минтопэнерго РФ.

Работа состоит из введения, 5 глав, выводов, библиографии и Приложений. В диссертации не имеется отдельного литературного обзора. Все необходимые литературные сведения приведены по главам - перед изложением или в процессе обсуждения собственных результатов автора.

ВЫВОДЫ

1. Впервые получены обобщены и проанализированы систематические экспериментальные данные по всем возможным видам коррозионных разрушений металла оборудования основных типов отечественных установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах с анализом содержания и состава коррозионно-активных агентов по потокам. Экспериментальные данные получены в результате длительных промышленных испытаний контрольных образцов из соответствующих металлов, находившихся в соответствующих аппаратах и оборудовании, а также систематического обследования коррозионного состояния оборудования установок (визуальный контроль, вырезка образцов металлов, металлографические исследования).

Состав и качество сырья, поступающего на переработку, характер и содержание коррозионно-активных агентов, химический состав отложений в аппаратах и трубопроводах, существующее материальное оформление установок определяют коррозионное состояние установок и виды коррозионных разрушений.

2. В узлах и аппаратах установок первичной и вторичной переработки нефти, помимо общей коррозии, наблюдаются локальные виды коррозионных разрушений: коррозионное и межкристаллитное коррозионное растрескивание сварных швов; сероводородное расслоение и растрескивание углеродистых и низколегированных сталей во влажных сероводородных средах; хлоридное и сероводородное растрескивание нержавеющих сталей; растрескивание аусте-нитных сталей под действием политионатов и тиосульфатов; щелочное коррозионное растрескивание или щелочная хрупкость как углеродистых, так и высоколегированных сталей.

Коррозионное растрескивание в значительной степени зависит от длительности эксплуатации и производительности установок. На крупнотоннажных установках срок эксплуатации до появления трещин меньше, чем на установках меньшей производительности, что связано с более высоким уровнем рабочих напряжений и большей концентрацией коррозионно-активных компонентов на единицу поверхности оборудования.

3. Установлено, что коррозионная агрессивность газовых конденсатов Прикаспийской впадины по отношению как к углеродистым, так и высоколегированным сталям, выше, чем серийных нефтей и требует изменения материального оформления действующих установок. Опыт эксплуатации установок после выполнения рекомендаций подтвердил их обоснованность.

4. В высокотемпературных узлах оборудования установок первичной переработки нефти значительных коррозионных разрушений не наблюдается. Отложения, присутствующие в трубном и межтрубном пространстве сырьевых теплообменников, в основном, имеют наносной характер и представляют собой смесь твёрдых частиц коррозионно-эрозионного износа оборудования и трубопроводов и минеральных примесей с органическим связующим. Разработаны технологические рекомендации по уменьшению коррозионных разрушений и снижению количества отложений.

5. Впервые произведен комплексный анализ состава и коррозионной агрессивности отложений и конденсатов, образующихся при пропаривании аппаратов и оборудования отечественных установок первичной и вторичной переработки нефти. Продукты коррозии и отложения в оборудовании установок первичной и вторичной переработки нефти вызывают коррозионные процессы в периоды простоев, подготовки и проведения ремонтных работ. Состав продуктов коррозии и отложений определяет повышенную коррозионную агрессивность дренажных вод (конденсатов), образующихся при пропаривании оборудования. Коррозия оборудования в периоды ремонтов и вынужденных простоев установки объясняется неполным удалением продуктов коррозии и отложений при проведении операций пропарки и промывки.

Процессы пропаривания оборудования и простои технологических установок при ремонтных работах или по другим причинам оказывают существенное влияние на общую коррозионную стойкость оборудования. Углеродистые, низко- и среднелегированные стали подвергаются общей и язвенной коррозии; оборудование из нержавеющих сталей (в том числе с плакирующими слоями) и имеющее аустенитные сварные швы подвергается транс- и межкристаллитному коррозионному растрескиванию под действием хлоридов, политионовых кислот и тиосульфатов, причем вероятность этих видов разрушения возрастает с увеличением длительности эксплуатации технологических установок.

6. Разработаны химико-технологические методы, обеспечивающие комплексную защиту от коррозии оборудования установок первичной и вторичной переработки нефти при эксплуатации в регламентных и отличающихся от регламентных режимах и низкотемпературного оборудования объектов ТЭК. Преимуществом предложенных химико-технологических методов защиты является то, что они решают проблему защиты не только отдельных узлов и аппаратов, но и комплексную защиту установок в целом и др. заводского оборудования.

7. Комплекс химико-технологических методов предусматривает:

• изменение материального оформления установок первичной и вторичной переработки нефти и газовых конденсатов в периоды ремонтов (замена конструкционных материалов на более коррозионно-стойкие) на основании промышленных экспериментальных данных исследования коррозионной стойкости различных металлов во всех коррозионно-опасных узлах;

• защиту оборудования установок в нерегламентных режимах эксплуатации, в периоды простоев, подготовки к ремонтам и ремонтов (схемы работы установок в режимах циркуляции, консервация на периоды простоев азотно-аммиачными атмосферами и промывочно-консервационными составами на основе отечественного ингибитора ФМТ-1, схемы пропаривания и утилизации продуктов пропаривания установок и отдельных аппаратов);

• защиту низкотемпературного оборудования установок риформинга в периоды окислительной регенерации катализаторов (водородная прокалка катализаторов, ингибиторная защита и применение нейтрализаторов);

• защиту конденсационно-холодильного оборудования, коммуникаций и градирен от коррозионного воздействия со стороны воды и снижение биообрастаний (новые биоциды -N-алканоиламинопропиддиметилбензоиламмоний хлориды, ингибиторная защита водоблоков цинкфосфатным ингибитором, рекомендации по применению лакокрасочных покрытий);

• ингибиторную защиту газовоздушных зон резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, сепараторов и др. оборудования различных установок и от атмосферной коррозии оборудования без герметизации, находящегося под навесами, методом электростатического нанесения ингибиторов коррозии.

8.Проведен комплекс лабораторных и опытно-промышленных испытаний (на установке ЭЛОУ-АВТ-2 ПО «Киришинефтеоргсинтез») ряда импортных ингибиторов и нейтрализаторов. Установлено, что наиболее высокой эффективностью при низких концентрациях (5 ррт) при переработке западно-сибирской нефти обладает ингибитор ЕС-1021В (фирма Нажо-Экссон, США), который при расходе фирменного нейтрализатора ЕС-1197 - 25 ррт, обеспечивает степень защиты 95,5%. Вовлечение в переработку «ловушечной» нефти приводит к снижению степени защиты до 73,7% и требует увеличения расхода нейтрализатора до 38-110 ррт.

9.Предложен и разработан принципиально новый метод, не описанный в мировой литературе, применения ингибиторов коррозии для защиты газовоздушных зон низкотемпературного оборудования НПЗ и от атмосферной коррозии -нанесение на металлическую поверхность с помощью электростатического поля. Теоретический анализ эффективности метода на примере нитрита дициклогек-силамина (НДА), наиболее широко применяемого в мировой практике для защиты чёрных металлов, показал большую эффективность электростатического нанесения в сравнении с традиционными методами применения ингибиторов. Результаты лабораторных, стендовых и опытно-промышленных коррозионных испытаний подтвердили высокую эффективность метода электростатического нанесения ингибиторов для защиты от коррозии газовоздушных зон резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, сепараторов и др. оборудования различных установок для защиты от атмосферной коррозии оборудования, находящегося под навесами (без прямого попадания осадков) на срок до 3-х лет (без герметизации изделий). Установлено, что ингибитор НДА при применении для защиты газовоздушных зон резервуаров хранения прямогонного бензина, подвергаемого впоследствии гидроочистке, даже при полном смыве с крыши и верхнего пояса резервуара не влияет на параметры гидроочистки прямогонного бензина и физико-химические свойства катализаторов гидроочистки. 10.На ряде НПЗ внедрены:

• рекомендации по изменению материального оформления установок первичной и вторичной переработки нефти в периоды проведения ремонтов;

• рекомендации по защите установок первичной и вторичной переработки нефти в периоды подготовки оборудования к ремонту, схемы работы установок в режиме горячей циркуляции, утилизации продуктов коррозии;

• для реализации мероприятий по консервации установок в периоды простоев разработаны и переданы предприятиям соответствующие технологические инструкции (применение азотно-аммиачных атмосфер и промывочно-консер-вационных составов);

• рекомендации по защите установок риформинга внедрены на 22-х установках 6-ти заводов отрасли;

• цинкфосфатный ингибитор внедрён на 11-ти водоблоках 6-ти заводов отрасли;

• ряд отобранных JIKM внедрён на водоблоках 5-ти заводов отрасли. 11 .Методические указания по защите:

• от коррозионного растрескивания сварных швов оборудования и трубопроводов в периоды ремонтов технологических установок;

• от «стояночной» коррозии при остановках на ремонты и по консервации технологического оборудования;

• резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов;

373 включены в «Перечень» МИНТОПЭнерго РФ разработки к 2001г. нормативно-технической документации, обязательной для всех предприятий отрасли, согласованный Федеральным горным и промышленным надзором России.

1. Кессельман Г.С., Гранатурова Л.П. О величине ущерба, наносимого окружающей среде в нефтегазодобывающей промышленности // Коррозия и защита в нефтегазовой промышл. НТРС. М.:ВНИИОЭНГ, 1976, №9. С.29-30.

2. Зубренков В.И., Микерин Б.И. Актуальные проблемы нефтеперерабатывающей отрасли и некоторые пути их решения // Материалы отраслевого совещания главных механиков нефтеперерабатывающих предприятий. Кириши,1998. С.6-9.

3. Первичная переработка нефти и производство основных видов нефтепродуктов, январь декабрь 1997 года (тыс. т.) // Нефтегазовая вертикаль. 1998. №3. С. 134.

4. Сводные технологические показатели нефтеперерабатывающих заводов РФ. Таблица №7 за январь-декабрь 1998г. // Инфо ТЭК: статистика, документы, факты. Ежемесячный бюллетень. 1999. №2. С.46.

5. Бурлов В.В., Кабанов Б.С. Современные методы защиты от коррозии оборудования НПЗ // Материалы отраслевого совещания главных механиков нефтеперерабатывающих предприятий. Кириши, 1998. С. 10-11.

6. Бурлов В.В., Парпуц И.В., Ильин Ю.Г., Гошкин В.П. Разработка мероприятий по безопасной эксплуатации оборудования применительно к технологическим установкам Киришского НПЗ // Там же. С. 12-13.

7. Coupov A.C., Mc. Conamy H.F. Cracking Mures of austenitic steel // Hydrocarbon Process. Petrol. Refiner. 1966. V.45. №5. P.181-183.

8. Ю.Тесля Б.М., Шадрина A.H., Сироткина А.И. Защита лакокрасочными покрытиями металлоконструкций, оборудования и сооружений нефтеперерабатывающих производств от атмосферной коррозии // Тем. обзор. М.: ЦНИИТЭ-Нефтехим. 1990. 83с.

9. П.Глазырин А.И., Кострикина Е.Ю. Консервация энергетического оборудования. М.: Энергоиздат. 1987. 160с.

10. Гронский Р.К., Житовская Т.В., Бускулов Р.Ш. Защита греющих секций испарителей от стояночной коррозии // Энергетик. 1984. №3. С.7-8.

11. Deiss Е., Schikorr G. tTber das Ferrohydroxyl Eisen (II) hydroxyd // Z. Anorgan. und allgem. chem. 1929. Bd.172. №1. S.32-42.

12. Schikorr G. Uber die Reaktionen zwischen Eisen, seine Hydroxyden und wasser HZ. Electrochem. 1929. Bd.35. №. S.67-70.

13. Schikorr G. Uber Eisen (II) hydroxyd und Ihr ferromagnetisches Eisen (III) - hydroxyd // Z. Anorgan. und allgem. chem. 1933. Bd.212. №1. S.33-39.

14. Wirsts K. Uberspannung und raechanismus der elektrolytischen Wasserstoffab-scheidung // Z. Electrochem. 1938. Bd.44. S.303.

15. Bohnsack G. Zum Verstandig der Schikorr-reaction VGB // Mitteilungen. 1971. Bd.51.№l. S.61-79.

16. Dravnieks A., Samans H. Corrosion control in ultraforming // Proc. Am. Petrol. Inst. 1957. V.37. Sect III. P.100-115.

17. Verma K.M., Verma S.C., Sinha A.K. Коррозионное растрескивание под напряжением стояка реактора на нефтеперерабатывающем заводе, вызванное политионовой кислотой //Brit. Corros. J., 1992. V. 27. №4. С.315-316.

18. Hellen G.R., Presscott. Chemking of stainless steels in wit sulfidic environments in refinery units // Materials performance. 1965. V.4. №9. P. 14-18.

19. Allesandria A.V., Jaggard Norton. Refiners report new cases of stainless steels failure // Petroleum refiner. 1960. 35. P.151-156.

20. Samans С. Stress-corrosion cracking susceptibility of stainless steels and nickel-base alloys in polithionic acids and acid copper sulfat solution // Corrosion. 1964. V.20. №8. P.256t-262t.

21. Brophy J. Коррозионное растрескивание под напряжением аппаратов из стабилизированной аустенитной нержавеющей стали // Materials performance. 1974. V.13.№5.P.9-15.

22. Ahmad S., Menta M. Коррозионное растрескивание под напряжением аппаратов из стабилизированной аустенитной нержавеющей стали 304 в средах, встречающихся при переработке нефти // Corrosion. 1982. V.38. №6. Р.ЗЗЗ-338.

23. Ahmad S., Menta M.L., Saraf S.K., Saraswat LP. Effect of Polythionic Acid Concentration on stress corrosion cracking of Sensitized 304 Austenitic Stainless Steel // Corrosion. 1983. V.39. №8. P.333-338.

24. Богоявленский В.Л. Коррозия сталей на АЭС с водным теплоносителем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 168с.

25. Иоссель Ю.Я., Кочанов А.С., Струнский М.Т. Вопросы расчёта и моделирования электрохимической антикоррозионной защиты судов. Л.: Судостроение, 1965.272с.

26. Гнусин Н.П., Поддубный Н.П., Маслин А.И. Основы расчёта и моделирования электрических полей в электролитах. Новосибирск: Наука, 1972. 276с.

27. Погодин В.П., Богоявленский В.Л., Сентюрев В.П. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание нержавеющих сталей в водных средах. М.: Атомиздат, 1970. 422с.

28. Василенко И.И., Мелехов Р.К. Коррозионное растрескивание сталей. Киев: Наукова думка, 1977. 264с.

29. Логан Х.Л. Коррозия металлов под напряжением. Пер. с англ. М.: Металлургия, 1970, 340с.

30. Стеклов О.И. Прочность сварных соединений в агрессивных средах. М.: Машиностроение, 1970. 200с.

31. Туфанов Д.Т. Коррозионное растрескивание нержавеющих сталей // Металловедение и термическая обр. металлов. 1964. №4. С. 15.

32. Shparber A.L. Защита от коррозии в нефтеперерабатывающей промышленности США // 2-й Междунар. конгресс «Защита-95», Москва 20-24 ноября 1995: Тез. докл. М., 1995. С.204.

33. ЗБ.Коррозия и защита химической аппаратуры. Т9. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. Справочник / Под ред. А.М.Сухотина, А.В.Шрейдера и Ю.И.Арчакова. Л.: Химия, 1990. 256с.

34. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Нефтеперерабатывающая промышленность. Справочник / Под ред. Ю.И.Арчакова, А.М.Сухотина. Л.: Химия, 1990.400с.

35. Miller R. Control initial aqueous condensate corrosion // Hydrocarbon Process. 1978. №6. P.135-137.

36. Muller-Steinhagen H. Загрязнение поверхности в теплообменниках // Chem. and Jrd. 1995. №5. C.171-175.

37. Хабибулин С.Г., Умутбаев B.H., Фрязинов B.B., Креймер М.Л. Особенности эксплуатации и коррозионные явления при переработке газовых конденсатов // Химия и технология топлив и масел. М.: Химия. 1984. №10. С.5-9.

38. Хабибулин С.Г., Фрязинов В.В., Креймер М.Л., Вольцов А.А. Проблемы переработки меркоптансодержащего нефтяного сырья // Химия и технология то-плив и масел. М.: Химия. 1987. №11. С.14-21.

39. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Парпуц И.В., Парпуц Т.П. Коррозионная стойкость теплообменного оборудования при гидроочистке оренбургского конденсата // Химия и технология топлив и масел. М.: Химия. 1985. №9. С. 15-17.

40. Светличкин А.Ф., Садовниченко Н.Н., Клюшин А.Н., Рахимов Н.Х. Коррозионная агрессивность углеводородных конденсатов Оренбургского и Карачаганакского месторождений // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. №9. С.52-54.

41. Юшманов Г.А., Старостин М.К., Дьяков В.Г. Современное состояние антикоррозионных методов защиты и выбора материалов для оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти. Тем. обзор. М.: ЦНИИТЭ-Нефтехим, 1985. Юс.

42. Болынаков Г.Д. Сераорганические соединения нефти. Новосибирск: Наука, 1986. 246с.

43. Ляпин Н.К. Химия и физикохимия сераорганических соединений нефтяных дистиллянтов. М.: Наука, 1984. 120с.

44. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. М.: Химия, 1974. С.7-12.

45. Овчинников Б.Н., Верещагин А.П., Журавлёва Н.Т. Борьба с коррозией при переработке сернистых нефтей. М.: Гостопиздат. 1954. 79с.

46. Марокаев Л., Ефимова А., Ерастопов Ю. Новости нефтяной техники. Нефтепереработка. М.; Гостоптехиздат. 1953. Вып.5. С.12-18.

47. Лялин В.А., Шрейдер А.В., Гутман Э.М. Подщелачивание сырья для защиты оборудования от коррозии при первичной переработке нефти // Защита металлов. 1972. Т.8. №4. С.461-464.

48. Derungs W.A. Регулируемое снижение скоростей коррозии // Petroleum Refiner, 1956. V.35. Р.319-322.

49. Пат. 931,545 Германия. / Guanidin compounds for corrosion inhibition in distilling apparatus for petroleum. Larbe J.B., Le Boucher B.C. Aug. 11. 1955.

50. Лялин В.А. Коррозионная агрессивность отработанных щёлоков в условиях высоких температур // Эксплуатация , модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979. №10. С.18-20.

51. Hafston R.J., Walston K.R. Neutralizes and inhibitors today // Petroleum Refiner, 1955. V.34. P.163-169.

52. Кочергина Д.Г., Шрейдер A.B. Защита от коррозии аппаратов и оборудования установок для первичной переработки нефти. Тем. информация. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1977. С.28-32.

53. Лялин В.А. Исследование и совершенствование химико-технологических методов снижения интенсивности коррозии оборудования установок АВТ и термического крекинга: Дисс. канд. техн. наук. Уфа. 1973. 252с.

54. Киёно Конти. Общее положение на нефтеперерабатывающем заводе в Кавасаки // Сэкию гаккайси. 1965. Т.8. №5. С.324-328.

55. Kahle Н., Lindner N. Коррозия конденсаторов атмосферных колонн // Che-mische Technische. 1979. V.31. №3. S.127-131.

56. Методические указания по применению химико-технологических способов защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти. Волгоград: ВНИКТИНХО. 1980. С.4-19.

57. Preis S. Коррозия на установках перегонки нефти // Freiberger Forschungen. 1964. Bd.A. №340. S.201-203.

58. Perugini J.J. Защита от коррозии колонн атмосферной перегонки. // Materials

59. Perfomance. 1979. V.18. №4. РЛ6-22.

60. Hausler R.H., Goble N.D. Защита от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти // Oil and Gas Jour. 1972. V.17. №7. P.93-98.

61. Ross Т.К., Pedram R. Experiments the control of the Corrosion of mild steel in crude oil distillation // Corrosion Sci. 1977. V.17. №10. P.849-855.

62. Little R.S., Baum W.H., Anerousis J.P. Защита от коррозии нефтеперегонного оборудования // Hydrocarbon Processing. 1977. V.56. №5. Р.205-207.

63. Humphries M.J., Sorrel G. Защита от коррозии оборудования для перегонки сырой нефти // Materials Perfomance. 1976. V.15. №2. Р.13-31.

64. Camp Е.К. Защита оборудования от кислого сырья // Petroleum Refiner, 1947. V.26. №12. P. 100-111.

65. Miller R.M. Коррозия начальным водным конденсатом // Hydrocarbon Processing. 1978. №7. Р.24-26.

66. Негреев В.Ф., Дадашев Х.К., Скворцова М.Ф. Снижение коррозии аппаратуры атмосферных трубчатых установок // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: Химия. 1963. №10. С.46-49.

67. Biehl J.A., Schnake Е.А. Чему научилась компания Огайо Ойл за 5 лет переработки сырой нефти // Petroleum Eng. 1959. V.31. №6. Р.223-229.

68. Schmitt-Thomas Kh.G. Schutzschichtbildung und Korrosion in Hohbenzinkon-densern // Erdol und Kohle Erdgas-Petrolchemie. 1978. Bd.31. №9. S.412-415.

69. ГОСТ 9.054-75 ЕСЗКС. Материалы консервационные. Масла, смазки и нефтяные ингибитированные тонкоплёночные покрытия. Методы ускоренных испытаний защитных свойств. М., Изд-во стандартов, 1975, 14с.

70. Фрязинов В.В., Ефимова А.К., Умутбаев В.Н. Ингибиторная защита оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

71. Эксплуатация , модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979. №4. С.14-15.

72. Сурова М.Ф. Промышленное испытание ингибитора коррозии ИКБ-2-2 на Новополоцком НПЗ // Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979. №8. С.10-11.

73. Ефимова А.К., Шатунова М.А. Сернистые нефти и продукты их переработки. Уфа: Башк. книжн. изд. 1960. Т.З. С.181.

74. Алцыбеева А.И., Тишкевич Л.Ф., Соколова Л.Б., Воронина Н.А., Быстрова Н.Н. Исследование распределения ингибитора ВНХ-1 в товарных продуктах установки АВТ-2 при проведении промышленных испытаний // Нефтепереработка и нефтехимия. 1981. №2. С.11-13.

75. Разработка химико-технологических мероприятий по защите от коррозии оборудования установки Ж-бУ Ачинского НПЗ: Отчёт о НИР (заключит.). Уфа. БашНИИНП. Рук. Умутбаев В.Н. 1987.28с. -ГР 01850044129.

76. Ю1.Шехтер Ю.Н., Кардаш Н.В., Ребров Ю.П. Ингибирование нефтепродуктов и производство нефтяных защитных материалов // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1993. №2. С.5-15.

77. Gutzeit J., Johnson J.M. Ингибиторы коррозии для нефтеочистки и нефтехимической промышленности // Коррозия 89. Новый Орлеан, Луизиана, 17-21 апреля 1989. Док. №452. Houston Тех: NACE. 1989.20с.

78. ЮЗ.Поттер Р. Опыт Налко-Экссон на Ангарском НПЗ // Материалы семинара компании Налко-Экссон по вопросам технологии переработки нефти для российских специалистов. Байкал-Ангарск. 1995. С.32-48.

79. Ю4.Шрейдер А.В. Электрохимическая сероводородная коррозия стали // Защита металлов. 1990. Т.26. №2. С.179-193.

80. Ю5.Гатауллина И.М., Миннулин М.Н., Седова Н.В. Перспектива усовершенствования химико-технологической защиты оборудования на установках АВТ АО «Ново-Уфимский НПЗ» // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИ-ТЭНефтехим. 1996. №7-8. С.35-36.

81. Юб.Тишкевич Л.Ф., Вартапетов М.А., Калмык А.С. Испытание ингибитора До-диген 481 в коррозионных средах Пермского НПЗ // Химия и технология топ-лив и масел. 1996. №1. С.26-28.

82. Ю7.Кузора И.Е., Елшин А.И., Войтик B.C., Чижов В.Б. Влияние глубины обес-соливания на степень удаления металлов из нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1996. №10. С.19-21.

83. Ю8.Копертех А.В., Уберт С.Г., Видданов С.Г., Малинин П.А. Химико-технологические мероприятия по защите оборудования от коррозии // Перспективы развития АО «Уфанефтехим»: Матер, науч.-техн. конф. 23 мая 1996-Уфа. 1996. С.84-89.

84. Ингибиторы коррозии фирмы ICI Kemelix (Великобритания) // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1997. №11-12. С.23-25.

85. Денисюк А.М., Козликовский Я.Б., Богатчук Ю.Я., Леттар С.П. Организация выпуска отечественных ингибиторов коррозии типа ТАЛ на АО «Кременчуг-нефтеоргсинтез». Там же. С.206.

86. Bennett Н. Применение высокомолекулярных ингибиторов на нефтеперерабатывающих заводах//Corrosion. 1955. V.11. №2. С. 19-27.

87. Freedman A.J., Dravnieks А. Оценка ингибиторов коррозии нефтеперерабатывающего оборудования // Corrosion. 1958. V.12. Р.567-570.

88. Hulbert С., Ripetoe J.А. Органический ингибитор коррозии для защиты нефтеперерабатывающего оборудования // Oil and Gas J. 1953. V.52. №15. P. 120127.

89. Ficke С., Mernitz P. Использование органического ингибитора коррозии при переработке нефти // Corrosion. 1956. V.12. №7. Р.350-354.

90. Forsen О., Aromaa, Rintamaki К., Javi М. Коррозия в нефтехимической промышленности: выбор материалов и ингибирование // Progr. Understand and Prev. Corros.: 10th Eur. Corros. Congr., Barcelona, July. 1993. V.l -London, 1993. C.590-596.

91. Ross Т., Pedram R. Experiments on the control of the corrosion of mild steel in crude oil distillation // Corros. Sci., 1977. №10. P.849-855.

92. Умутбаев В.Н., Савкова В.Т. Защита от коррозии установок прямой перегонки нефти // Химия и технология топлив и масел. 1990. №10. С.4-5.

93. Archuletta J., Bitler В., Binford М., Modi J. Совместное применение защиты от коррозии и программы обработки среды обеспечивают эффективность // Oil and Gas J. 1990. V.88. №32. C.60-67.

94. Scaffergood G.L. Ингибиторы коррозии в нефтеперерабатывающей промышленности. Обзор // Metals Handbook. V.13 Metals Park (Ohio), 1987. C.485-486.

95. Miyakawa Atsushi. Коррозия и проблемы в будущем в нефтеперерабатывающей промышленности. // Дзайре то канке = Corros. Eng. 1991. V.40. №5. С.344-352.

96. Нестеренко С.А., Козликовский Я.Б., Кощий В.А. Полифункциональные поверхностно-активные основания Манниха в процессах нефтепереработки // 7 Нефтехимический симпозиум. Киев. 15-20 окт. 1990: Тез. докл. С.271.

97. Baker perfomance Chemicals Inc., Chem Link Div (США) Новый способ защиты от углекислотной коррозии//Oil and Gas J. 1993. V.91. №18. C.107-108.

98. Shparber АЛ. Защита от коррозии в нефтеперерабатывающей промышленности США // 2-й Междунар. контр. «Защита-95». Москва 20-24 ноября. 1995: Тез. докл. М., 1995 с.204.

99. Скрыпник Е.И. Химия сероорганических соединений, содержащихся в неф-тях и нефтепродуктах. Т.1 М.: Гостоптехиздат, 1953. С.43.

100. Воронков М.Г., Удре В.Э. Химия сероорганических соединений, содержащихся в нефтях и нефтепродуктах. Т.9. М.: Высшая школа. 1972. С.233-239.

101. Backensto Е.В., Jurick A.N. Cloride corrosion and fouling in catalytic reformers with naphtha pretreaters // Corrosion. 1961. V.17. C.133-136.

102. Андреева Г.А., Бурлов В.В., Прасолова О.Н. Защита от коррозии оборудования и трубопроводов каталитического риформинга // Химия и технология топ-лив и масел. 1985. М.: Химия. №4. С. 6-7.

103. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Андреева Г.А., Шапиро Р.Н. Агрессивность продуктов регенерации катализаторов риформинга и методы защиты от коррозии // Нефтепереработка и нефтехимия. 1982. №9. С. 7-10.

104. Дьяков В.Г. Защита от коррозии аппаратов и оборудования установок каталитического риформинга. Обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1979. 55с.

105. Соркин Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. М.: Химия. 1975.295с.

106. Методические указания по защите от коррозионного разрушения низкотемпературного оборудования блоков каталитического риформинга в период регенерации катализаторов. М.: Миннефтехимпром СССР. 1984. 21с.

107. Алцыбеева А.И., Прасолова О.Н., Андреева Г.А., Ратнер Е.М., Решетников С.М., Тесля Б.М. Защита от коррозии оборудования в период регенерации катализатора // Защита металлов. 1985. Т.21. №3. С.490-492.

108. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Парпуц И.В., Парпуц Т.П. Коррозионная стойкость теплообменного оборудования при гидроочистке оренбургского конденсата // Химия и технология топлив и масел. 1985. М., Химия. №9. С. 15-17.

109. Бурлов В.В., Арчаков Ю.И., Тесля Б.М. Гидроочистка нефтяного сырья // В кн.: Коррозионная стойкость оборудования хим. производств. Нефтеперерабатывающая промышленность. Спр. руководство. Л.: Химия. 1990. Раздел 6.4. С. 167-176.

110. Рачев X., Стефанова С. Справочник по коррозии. М., Мир. 1982. С.42.

111. Рейзин Б. Л., Стрижевский И.В., Шевелев Ф.А. Коррозия и защита коммунальных водопроводов. М.: Стройиздат, 1984. С.209.

112. Washington Up Date. Acid-rain controls defeated in surprising subcommittee vote //Power. 1984. V.128. №6. P.9-24.

113. Справочник нефтехимика / Под ред. Огородникова С.К. Т.1. Л.: Химия. 1978. С.351.

114. Puckorius P.R. Proper startup protects cooling tower systems // Chem. Eng. 1978. V.85. №10. P.101-102, 104.

115. Wormwell F., Nurse T.J. The corrosion of mild steel and brass in chlorinated water // J. Appl. Chem. 1952. V.2. №11. P.685-692.

116. Apostolashe S. Corrosion of steels by chlorinated recycled water // Rev. Corroz. 1972. V.2. №1. P.22-24.

117. Тодт Ф. Коррозия и защита от коррозии. Л.: Химия. 1967. 710с.

118. Неу G.W., Hollingshad W.R. Контроль коррозии в охлаждающих системах // ASHRAE Journal. 1988. V.30. №8. С.33-36.

119. Руководитель Смирнов И.Н. Новокуйбышевск. 1987. 110с.

120. Боков Г.А., Маршаков И.К., Малахов И.А., Тархини А., Хачатуров Коррозионная стойкость медно-никелевых сплавов и нержавеющих сталей в охлаждающей производственно-бытовой сточной воде // Химия и технол. воды. 1994. Т. 16. №3. С.295-300.

121. Технические принципы башенного охлаждения // Chem.-Ing.-Techn. 1994. V.66. №11. С. 1436.

122. Terry J.P., Yates G.W. Современная технология предотвращения коррозии в системах водяного охлаждения // Int. Water Conf.: Office Proc. 51st Annu. Meet. Pittsburgh, Pa, Oct. 22-24. 1990. Pittsburgh (Pa), 1990. P.160-178. Дискус. С.177-178.

123. Погодин В.П., Богоявленский В.JI., Сентюрев В.П. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание сталей в водных средах. М.: Атомиздат. 1970.422с.

124. Шицкова А.П., Новиков Ю.В., Гуревич Л.С. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. М.: Химия, 1980.176с.

125. Ellis D.M. Снижение эксплуатационных затрат путём улучшения подготовки воды // Chem. Eng. Progr., 1991. V.87. №10. С.50-55.

126. Venkateswaran G. Обработка котловой и охлаждающей воды // Workshop Failure Anal., Corros. Eval and Metallography. Bombay. Jan. 6-10,1992: FACOR-MET 92. Bombay. 1992. C.213-225.

127. Rogers M.E., Rogers T.M., May R.C. Реакция на индуцированную медью коррозию градирен при утечке H2S в процессах обработки нефтяного сырья Канадской компанией // Коррозия 87. Сан-Франциско. Калифорния, 9-13 мая, 1987. Houston, Тех: NACE, 1987.16с.

128. Ауашриа С., Стеклов О.И. Влияние качества воды, используемой на НПЗ, на стоимость технического обслуживания и ремонта оборудования // Нефтепереработка и нефтехимия. 1995. №10. С.23-24.

129. Eycott R. Охлаждающая вода, создающая экологические проблемы // Spec.

130. Chem. 1996. V.16.№5. C.156.

131. Broussard G., Bramani O., Marchese F. Профессиональный риск и токсикологическая оценка водоподготовки // J. Soc. Occup. Med. 1997. V.47. №6. С.337-340.

132. Chin К. Снижение до минимума риска при рециркуляции воды // Chem. Eng.(USA) 1996. V.103. №12. С.33,35,37.

133. Geider G.E. Защита от коррозии и образование отложений в системах водяного охлаждения // Hydrocarbon Processing. 1996. V.75. №1. Р.93-95.

134. Метсик Р.Э., Кальберг А.О., Фербер М.Б. Исследование процессов переноса кислорода через границы раздела фаз воздух-углеводород-вода // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. НТРС М.: ВНИИОЭНГ, 1979. №12. С.3-5.

135. Коррозия. Справочник. Пер. с англ. / Под ред. Шрайера Л.Л. М.: Металлургия, 1981. 632с. Донченко Н.А., Лебединская Л.Ф.

136. Пути снижения коррозионного воздействия оборотной воды // Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. НТРС. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1975. №1. С.8-10.

137. Яков лев Д.Г., Поляков С.И. Повышение эффективности эксплуатации систем оборотного водоснабжения на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности II Перераб. нефти. Тем. обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1976. 55с.

138. Жданова Э.И., Шакиров А.С., Подобаев Н.И. Ингибиторы коррозии металлов. М.: МГПИ, 1989. С.23-27.

139. Cleuren W.G., Thevissen Р.К. Экспертные системы для контроля работы систем охлаждающей воды. Док. №297. Коррозия '91. Цинцинатти, Огайо, 11-15 марта 1991. Houston, Тех: NACE. 1991.13с.

140. Бурлов В.В., Тесля Б.М., Ермолина Е.Ю., Зарипова Н.А. Изучение ингиби-рования коррозии в оборотных водах НПЗ оксиэтилидендифосфоновой кислотой // Нефтепереработка и нефтехимия. 1986. М., Химия. №9. С. 8-10.

141. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Ермолина Е.Ю. Оксиэтилидендифосфоновая кислота как ингибитор коррозии в охлаждающих оборотных водах // Защита металлов. 1987. т.23. №5. С. 889-891.

142. Rangel С.М., De Damborenea J., De Sa A.J., Simplicio M.N. Применение солей цинка и полифосфатов в качестве ингибиторов коррозии цинка в нейтральных водных средах//Brit. Corros. J., 1992, vol. 27, №3, c.207-212.

143. Кузнецов Ю.И., Раскольников А.Ф. Влияние сульфита натрия на свойства цинк-фосфонатного ингибитора // Защита металлов. 1993. Т.29. №1. С.73-79.

144. Kapadia M.J., Patel Н.Н. Рост бактерий в охлаждающей воде: влияние ингибиторов коррозии // Bull. Electrochem. 1992. Vol 8. №3. С. 104-106.

145. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Ермолина Е.Ю., Шевчук Н.Н. Исследование эффективности защитного действия некоторых ингибиторов в оборотных водах НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. М.: Химия. 1988. №11. С. 38-40.

146. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Шевчук Н.Н., Ермолина Е.Ю., Несветаев Ф.Л., Ма-тюшкин В.И. Применение цинкполифосфатной ингибирующей композиции в оборотных водах Киришского НПЗ // Химия и технология топлив и масел. М.:

147. Химия. 1988. №12. С. 33-34.

148. Кузнецов Ю.И., Трунов Е.А. О механизме ингибирующего действия цинк-фосфатов в нейтральных средах // Журн. прикладн. химии. 1984. Т.57. №3. С.498-504.

149. Антропов ЛИ., Бабенков В.М., Бурницкая Е.А., Герасименко Ю.С., Король И.А. Измеритель скорости коррозии Р5035 // Защита металлов. 1976. Т.12. №2. С. 234-238.

150. Подобаев Н.И., Жданова Э.И., Шакиров А.А. Защита стали от коррозии в системах водоснабжения // Борьба с коррозией в нефтеперерабатывающей и нефтехим. промышленности: Тез. докл. Всес. науч.-техн. конф., Кириши, 1517 июня, 1988. М., 1988. С.123.

151. Мигай Л.Л., Мальчевский Е.Г., Тарицына Г.А., Максимов А.П. Ингибиторы коррозии в оборотных системах водоснабжения // Цв. металлургия. 1989. №7. С.59-60.

152. Hooper Gwyn Требования к ингибиторам коррозии охлаждающих систем // Chem. and Ind. 1988. №21. С.688-691.

153. Перевозников Ю.В., Захарова А.С. Ингибиторная защита водоохлаждающе-го оборудования // Борьба с коррозией в нефтеперерабатывающей и нефтехим. промышленности: Тез. докл. Всес. науч.-техн. конф., Кириши, 15-17 июня, 1988. М., 1988. С. 122-123.

154. Мс. Glone Keith. Технология Diotech для эффективного, безопасного для окружающей среды ингибирования коррозии в охлаждающих системах //Н and V Eng. S.a., v.61. №691. С. 13-14.

155. Germann R., Scheider P. Борьба с коррозией и биообрастанием в системах водяного охлаждения // Chem. Ing. 1991. V. 114. №2. С. 56-58.

156. Пат. 4913822 США. МКИ4 С 02 F 5/14 / Способ предотвращения коррозии и отложений в водных охлаждающих системах. Chen Fu, Brown J. Заявл.1201.89. Опубл. 03.04.90.

157. Авт. свид. ЧССР. МКИ С 23 F 11/10 / Ингибитор коррозии стали, меди и её сплавов для охлаждающих систем. Maly К., Vinklerova О., Waradzin Walter, Praznovsky J. Заявл. 04.07.84. Опубл. 15.09.87.

158. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Шадрина А.Н., Вяжевич А.В., Защита оборудования систем оборотного водоснабжения от коррозии // Химия и технология то-плив и масел. М.: Химия. 1982. №6. С. 24-26.

159. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Товкес И.Н., Ермолина Е.Ю., Матюшкин В.И. Изучение возможности использования некоторых ингибиторов коррозии в условиях оборотных вод Киришского НПЗ // Там же. С. 48-49.

160. Котлов Ю.Г., Бурлов В.В., Поляков С.Г., Тесля Б.М., Юрутин А.А. Контроль скорости коррозии углеродистой стали в оборотных водах нефтеперерабатывающих заводов // Химия и технология топлив и масел. 1985. М., Химия. №4. С. 11-13.

161. Савенко Л.Г., Соцкая Н.В., Кравченко Т.А., Сурова Л.Н., Слепцова О.В., Ки-чигин В.П. Коррозия углеродистой стали с повышенным солесодержанием и подбор ингибирующих композиций // Журнал прикл. химии. 1991. Т.64. №2. С.313-317.

162. Последние достижения в области ингибирования коррозии. Обзор // Water and Waste Theat. (Gr. Brit) 1990. V.33. №9. 53c.

163. Susuki Т. Ингибиторы коррозии и отложений для водных охлаждающих систем. Обзор. Док. №457 // Коррозия' 89. Новый Орлеан, Луизиана, 17-21 апреля 1989г. Houston, Тех: NACE, 1989.24с.

164. Marshall A., Greavs В. Применение малотоксичных ингибиторов коррозии для охлаждающей воды. Обзор. Док. №489 // Коррозия' 89. Новый Орлеан, Луизиана, 17-21 апреля 1989г. Houston, Тех: NACE, 1989.24с.

165. Гомеля Н.Д., Шутько Г.Л., Шаблий Т.А. Ингибиторы коррозии стали на основе алкилфосфатов для водооборотных систем // Экотехнол. и ресурсосбережение. 1996. №5-6. С.42-45.

166. Eswarah M.S., Mathur R.K. Физико-химическая оценка ингибиторов коррозии углеродистых сталей, используемых в системах водяного охлаждения //Corros. Sci. 1996. V.38. №10. С.1783-1790.

167. Bahadur А. Ингибирование коррозии с помощью бората и гексаметафосфата при низком содержании хромата // Mater. Trans. ЛМ. 1996. V.37. №4. С.605-611.

168. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия. 1977. 350с.

169. Al-Hojjar F.H., Riad W.T. Не содержащий хроматов ингибитор коррозии для охлаждающей воды // Brit. Corros. J., 1990. V.25. №2. C.l 19-124.

170. Кузнецов Ю.И., Исаев В.А., Старобинская И.В., Бардашева Т.И. ИФХАН-36 эффективный ингибитор коррозии металлов в водных средах // Защита металлов. 1990. Т.26. №6. С.965-969.

171. Stadnicka Е. Оценка эффективности ингибиторной защиты промышленных систем охлаждения // Ochr. Koroz. 1996.v.39. №7. С. 186-189.

172. Zhuang Ruifang, Xie Xiao Синтез 1-аминоэтилидендифосфоновой кислоты (AEDP) и её действие в качестве ингибитора накипеобразования и коррозии // Иньюн хуассюэ = Chin. J. Appl. Chem. 1988. V.5. №5. C.90-93. Китай.

173. Hinchliffe D., Town J. Experience with nonchromate cooling Water treatment (case histories) // Mater. Peform. 1977. V.16. №9. P.36-38.

174. Цветков B.B., Кожевников В.П. Ингибирование коррозии металлов систем оборотного водоснабжения // Хим.-фармацевт. журнал. 1995. Т.29. №11. С.40-41.

175. Van Zoyen Detlev Исследование смешанных ингибиторов коррозии для стали на основе глюконата натрия и гидроксиэтан-1.1-дифосфоновой кислоты // Korroz. figy. 1994. V.34. №1. С.15-17.

176. ВаО Qi 'nai Фосфаты как ингибиторы коррозии и накипеобразования // Jin-ghi huangong = Fin Chem. 1998. V.15 Suppl. Aug. C.40-41.

177. Колесникова Н.В., ВдовинА.И., Перфильева АА Сравнительная оценкаэффективности применения различных комплексонов в контурах водяного охлаждения // Системы водяного охлаждения технол. оборудования. ВНИИВОДГЕО, М., 1991. С.98-101.

178. Kubicki J., Falewicz P., Kuczkowska S. Теоретические основы действия фос-фороорганических ингибиторов в нейтральных водных средах // Mater. 4 Krai Konf. Koroz. KOROZIA '93, Warszawa. 1-4 czerwca, 1993. Warszawa, 1993. C.521-524.

179. Пат. 5073339 США. МКИ5 С 23 F 11/12 / Способ ингибирования коррозии и отложений в водных системах. Kreh R.P. Заявл. 23.08.90. Опубл. 17.12.91.

180. Тыр С.Г., Бобошко З.А., Глушко И.Д. Оценка эффективности ингибиторов в средах оборотного водоснабжения // Защита металлов. 1993. Т.29. №1. СЛ 58160.

181. Пат. 5068059 США. МКИ5 С 23 F 11/10 / Ингибитор коррозии. Go Winston S, Rot J.S., Lang M.G., Weiss C.O. Заявл. 16.01.90. Опубл. 26.11.91.

182. Рейзин Б.Л., Ратников Б.А., Житников О.Л. Сравнительная оценка экономической эффективности ингибиторной защиты системы водоснабжения // По-выш. надеж, защиты подзем, трубопроводов от коррозии. М., 1989. С.39-47.

183. Кудрейко Н.А., Цейтленок Е.А., Морозова В.Г. Уменьшение коррозии водогрейных котлов // Пробл. задачи соверш. стационар, шахтн. установок. Донецк. 1988. С.220-227.

184. Гройсман А.Ш. Изучение защитных свойств смесей ингибиторов коррозии в сточных водах нефтебаз // Борьба с коррозией в нефтеперерабатывающей и нефтехим. промышленности: Тез. докл. Всес. науч.-техн. конф., Кириши, 1517 июня, 1988. М., 1988. С.142.

185. Разработка и освоение процесса ингибирования двухконтурной водооборот-ной системы в производстве этилена, использующей мягкую воду: Отчёт о НИР. / ВНИИК; рук. Куделин Ю.И. 1987.29с.

186. Харьковская Н.Л., Подобаев Н.И., Цеханская Н.Р. Защита стали в сточных водах // Коррозия и защита металлов в хим., нефтехим. промышленности: Тез. докл. 5 Оме. обл. науч.-практ. конф., 18-20 мая, 1988, Омск.1988. С.98-99.

187. Полуэктов П.Т., Кривошеева Е.И., Матвеева Н.А. Новые ингибиторы коррозии для систем оборотного водоснабжения нефтехимической и химической промышленности // Производство и использ. эластомеров. 1996. №7. С.7-8.

188. Пат. 5693290 США. МКИ6 С 23 F 11/167 / Ингибирование коррозии в водных системах. Kessler S.M., May R.S. Заявл. 26.04.96. Опубл. 2.11.97.

189. Kelly Bernard J. Противокоррозионная защита замкнутых водных нагревающих и охлаждающих систем // Ochr. koroz. 1989. V.32. №2. С.29-33.

190. Рекомендации по применению ингибиторной защиты от коррозии в оборотных водах Киришского НПЗ. НПО «Леннефтехим». Кириши. 1984. 15с.

191. Bernard Р.Н. Microbiological corrosion prevention in petroleum industry and industrial // 6th European Symposium on Corrosion Inhibitors. Ann. Univ. Ferrara, 1620 sept. 1985. P.1465-1481.

192. Андреюк Е.И., Козлова И.А. Литотрофные бактерии и микробиологическая коррозия. Киев: Наукова думка, 1964.130с.

193. Тесля Б.М., Бурлов В.В., Чупарева И.Е. Исследование влияния микробиологического фактора на коррозию металлов в охлаждающих оборотных водах НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. 1984. №7. С. 31-33.

194. Липович Р.Н., Гоник А.А., Низамов К.Р. Микробиологическая коррозия и методы её предотвращения. Обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 48с.

195. Андреюк Е.К., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. Микробная коррозия и её возбудители. Киев: Наукова Думка, 1980. 286с.

196. Большой практикум по микробиологии / Под ред. Селибера Т.Л. М.: Высшая школа, 1962.431с.

197. Chandler Н.Е. Corrosion biofouling relationship of metals in seawater // Metal. Progr. 1979. V.115. №6. C.47-49,53.

198. Звягинцев Д.Т. Взаимодействие микроорганизмов с твёрдыми поверхностями. М.: МГУ. 1973. 176с.

199. Билогические обрастания в системе питьевого и технического водоснабжения и меры борьбы с ними / Под ред. Долгова Г.И. М.: Наука, 1969. С.42-43.

200. Авт. свид. 1773876 СССР. МКИ5 С 02 F 1/50 / Способ биоцидной обработки оборотных систем. Кузнецов О.Ю., Гельбицкий П.А., Кетлерова Е.Г., Дани-ленко Н.И. Заявл. 16.03.89. Опубл. 22.12.92. Б.И. 1992. №41. С. 84.

201. Birn J. Влияние биоцидов на коррозию охлаждаемых систем на морской воде //Ochr. koroz. 1994/v.37. №7. С.152-153.

202. Smith J. Современные методы обработки в охлаждающей воде // Water Sepv., 1991. v.95. №1139. С.24.

203. Kapadia M.I., Patel Н.Н. Рост бактерий в охлаждающей воде: влияние ингибиторов коррозии//Bull. Electrochem. 1992. V.8. №3. С. 104-106.

204. Nykyforschyn G.M., Soprunyuk N.G., Lubenets B.I. Композиция для систем оборотного водоснабжения от коррозии, солеотложений и биоповреждений // 12th Scand. Corros. Congr. and EUROCORR '92, Espoo, 31 may 4 Iune 1992. V.2 - Espoo. 1992. C.571-573.

205. Tsurumi Yoshihoo Многофункциональные составы для обработки воды // Reito = Refrigeration, 1996. V.71. №825. С.735-754.

206. Stein А.А. Микробиологическая коррозия // Proc. 3rd Symp. Environ. Degrad. Mater. Nucl. Power Syst. -Water React: Proc. 3rd Int. Symp., Traverse City, Mich., Aug 30 Sept.3,1987. - Warrendale, Pa. 1988. C.637-640.

207. Smith J.P., Surinach P. Оптимизация и выбор биоцида для установки подпитки морской водой фирмы НАРСО's seawater injection project: Corrosion '87, San Francisco, Calif., March 9-13, 1987. Pap №366. Houston, Tex: NACE, 1987. 16c.

208. Маркин A.H., Шаманина A.H., Вавер В.И. Биоцидная активность ингибиторов коррозии // Нефтяное хоз-во, 1994. №1. С.65-66.

209. Smith С.А. Early protective coatings. Part I: oils, fats & paints // Anti-corros. Meth. and Mater. 1981. V.28. №1. C.12-15.

210. Войтович В.А. Новые противокоррозионные материалы в строительстве // Горький: Волговятское книжное издательство. 1980. 95с.

211. Противокоррозионная эмаль ХС-413 // Информационный листок. №37-79. Сер.03-08. М.: НИИТЭХИМ. 1979.

212. Николаев А.Г., Тейбман А.И. Новые лакокрасочные материалы для защиты изделий и сооружений. Л.: ЛДНТП. 1976.28с.

213. Бруссон О. Ларофлекс MP лаковое связующее, применяемое во всех областях защиты от коррозии. Проспект фирмы BASF (ФРГ). 1981. 53с.

214. Противокоррозионная эмаль СП-426 // Информационный листок. Рига: ЛАТНИИНТИ. 1981.

215. Еселев А.Д., Гусакова Д.Я. Кардаш Н.С. Новые противокоррозионные материалы для прмышленного строительства // Противокоррозионные работы в строительстве. НТРС. М.: НИИТЭХим, 1979. №5. С.8-11.

216. Рейбман А.И. Защитные лакокрасочные покрытия в химических производствах. М.: Химия, 1973. 334с.

217. Шлеомензон Ю.Б., Смирнова К.В., Кабанова Л.И., Рожков Ю.П. Антикоррозионные покрытия с повышенной кавитационной стойкостью // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1975. №5. С.24-26.

218. Басова Л.С., Трофимов Д.И., Усович И.Ф., Лях М.А., Дранков Б.А. Эпоксид-но-пековая эмаль ЭП-46 для защиты подводной части корпуса судна // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1976. №6. С.57-58.

219. Синицына Ю.Е., Коваленко В.М. Разработка покрытий, наносимых на влажную поверхность и эксплуатируемых в морских условиях // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1978. №4. С.34-35.

220. Яковлев А.Д., Куликов B.C., Рожков Ю.П. Новый принцип подбора покрытий для эксплуатации в водных средах // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1978. №4. С.48-49.

221. Лакокрасочные материалы. Технические требования и контроль качества / Справ, пособие. T.l. М.: Химия. 1979. №5. С.61.

222. Этилсиликатная краска КО-42 // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1979. №5. С.61.

223. Пащенко А.А., Клименко B.C., Орлов В.А. Цинкнаполненные покрытия на этилсиликатном связующем // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1981. №2. С.30-32.

224. Шитова Т.А., Евтюков Н.З., Яковлев А.Д. Металлонаполненные эпоксидные составы и их применение в покрытиях // Лакокрасочные материалы и их применение М.: Химия, 1980. №1. С.21-24.

225. Москвин В.М., Иванов Ф.М., Алексеев С.Н. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты. М.: Стройиздат. 1980. 536с.

226. Шнейдерова В.В. Антикоррозионные лакокрасочные покрытия в строительстве. М.: Стройиздат. 1980. 178с.

227. Акимов А.С., Богданович Р.Г., Егорова Р.К., Сергеева Л.П., Щербак А.Ф. Лакокрасочные покрытия для защиты продукции от коррозии // Стандарты и качество. 1988. №9. С.54-55.

228. Лебедев В.П., Калдма Р.Э., Авраменко В.Л. Справочник по противокоррозионным лакокрасочным покрытиям. Харьков: Прапор. 1988.231с.

229. Beleczky V. Роль антикоррозионных лакокрасочных покрытий в нефтеперерабатывающей промышленности//Magy. Kern. lap. 1995.v.50. №10. С.453-458.

230. Патент 2067755 Россия. МКИ6 G 01 17/00 / Способ контроля работоспособности покрытий, применяющихся для защиты металла. Шадрина А.Н., Бурлов В.В., Мухенберг К.М., Говорова Г.Я. Заявл. 28.06.91. Опубл. 10.10.96. Б.И. 1996. №28. С. 222.

231. Алцыбеева А.И., Левин С.З. Справочник. Ингибиторы коррозии металлов. Л.: Химия. 1968.264с.

232. Foroulis Z.A. Причины, механизм и мероприятия для предупреждения коррозии внутренних поверхностей резервуаров для хранения сырой нефти и резервуаров //Anti. Corros. Meth. and Mater. 1981. V.9. №28. C.4-9.

233. Лайков O.H. Правила эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и руководство по их ремонту // Трансп. и хранение нефтепродуктов и углеводор. сырья. (Москва) 1988.№4. с. 11-12.

234. Гоник А.А., Толкачёв Ю.И. Основные пути и средства решения антикоррозионной защиты стальных резервуаров для нефти // Прогресс, методы и средства защиты мет. и изделий от коррозии: Тез. докл. Всес. научн.-техн. конф. Ч.З. М., 1988. С.222.

235. Пат. 2.634223 США. / Inhibiting corrosion in storage vessels. E.H. Clendening, W.A. Wurth. Опубл. 07.04.1983.

236. Пат. 2.755166 США. / Decreasing vapor-zon corrosion of containers for sour cruide oil. G.A. Marsh. Опубл. 17.07.1956.

237. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. Пер. с англ. Л.: Химия, 1966. 270с.306Лат. 3034210 США. / Inhibiting of the corrosion of magnesium. Herbert K. De-long. Опубл. 15.05.1962.

238. Sekine Kazuyoshi. Коррозия нефтяных резервуаров, расположенных на открытом воздухе, и стандартные технологии противокоррозионной защиты. // Bosei kanri = Rust. Drev. and Contr. 1992. V.36. №1. C. 12-16.

239. Метсик Р.Э., Кыргема Р.И., Томберг А.И. Устройство для нанесения летучего ингибитора коррозии на внутреннюю поверхность // Отчёт Эст. НИИНТИ. Научн. рук. темы Р.Э. Метсик. Таллинн. 1984. Авт. свид. 516761 (СССР). Б.И. 1976. №21. С.103.

240. Технологическая инструкция по защите от коррозии газовоздушных зон резервуаров с нефтепродуктами. Москва. Техническое управление Госкомнефте-продукта РСФСР. 23.03.1988г. с.18.

241. ЗП.Розенфельд И.Л., Персианцева В.П. Ингибиторы коррозии. М.: Наука, 1985. 278с.

242. Розеифельд И.Л., Рубинштейн Ф.И., Жигалова К.А. Защита металлов от коррозии лакокрасочными покрытиями. М.: Химия, 1987.224с.

243. Шотт-Львова Е.Ф., Сыркин Я.К. Дипольный момент дициклогексиламин-нитрита // Изв. АН СССР. ОХН. 1960. №1. С.139-140.

244. Григорьев В.П., Экилик В.В. Химическая структура и защитное действие ингибиторов коррозии. Изд-во Ростовского ун-та. 1978.184с.

245. Фукс Н.А. Испарение и рост капель в газообразной среде. М.: АН СССР. 1958. 91с.

246. Агрес Э.М. Теоретические предпосылки для отбора эффективных ингибиторов атмосферной коррозии //Журн. прик. химии. 1990. №6. С.1310-1314.

247. Игнатъев Р.А., Михайлова А А Защита техники от коррозии, старения и биоповреждений: Справочник. М.: Россельхозиздат. 1987. 346с.

248. Санников А.А, Терентьев И.В. Портативный прибор для контроля технического состояния поверхностных слоев металлических деталей // Дефектоскопия. 1987. №9. С. 48-52.

249. Алцыбеева А.И., Бурлов В.В., Кузинова Т.М. Новый способ нанесения ингибиторов коррозии на металлическую поверхность // Нефтепереработка и нефтехимия. М., Химия. 1999. №8. С. 27-29.

250. ГОСТ 9.509-89 ЕСЗКС. Средства временной противокоррозионной защиты. Методы определения защитной способности. М., Изд-во стандартов. 1990. 20с.