CC BY
101УДК 620.193:665.6
В.В. Бурлов1, А.И. Алцыбеева2, Т.М. Кузинова3
Металл оборудования установок переработки нефти в процессе эксплуатации подвергается совокупному воздействию высоких температур и давлений, коррозионно-агрессивных соединений, механических нагрузок и т.д., приводящему к ухудшению его коррозионной стойкости и механических свойств, и, как следствие, зачастую, к внезапному разрушению и аварийным ситуациям, главной причиной которых являются локальные виды коррозии. При исследовании причин и видов коррозионных разрушений конструкционных материалов оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) традиционно учитываются агрессивность сырья и условия рабочего режима эксплуатации установок. Однако этого недостаточно, т.к. общая коррозионная стойкость металлов определяется суммарным воздействием сред и условий на всех этапах эксплуатации и зависит также от агрессивности отложений, образующихся в оборудовании, и конденсатов пропаривания при его остановках.
Пропаривание аппаратов и трубопроводов приводит к образованию конденсатов - водных растворов электролитов, содержащих в высоких концентрациях хлорид-, сульфат-, сульфид-, сульфит-, тиосульфат- и др. ионы, вызывающие питтинговую коррозию сталей. Остающиеся на стенках после пропаривания конденсаты и отложения, образовавшиеся в рабочем режиме, удалить которые при пропаривании полностью никогда не удается, в результате взаимодействия с атмосферной влагой и кислородом воздуха в период ремонта (или простоев) и с технологическими средами в рабочем режиме усугубляют коррозионные процессы. Наличие ионов ^е , Ре3+ в отложениях далеко не всегда свидетельствует о сплошной, сцепленной с металлом, пленке оксидов и сульфидов, экранирующей металл от дальнейшего растворения. Не сплошная, отслаивающаяся пленка может увеличить скорость коррозии за
ЛОКАЛЬНАЯ КОРРОЗИЯ
ОБОРУДОВАНИЯ
СОВРЕМЕННОГО
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО
ЗАВОДА
ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт нефтехимических процессов», 192148, Санкт-Петербург, Железнодорожный пр., д. 40
Проблема локальных коррозионных поражений на установках переработки нефти значительно обострилась в последние годы, что связано как с увеличением агрессивности перерабатываемой нефти, так и с длительным сроком эксплуатации установок (для большинства заводов России - более 30 лет). Опыт работы отечественных нефтеперерабатывающих заводов свидетельствует о необходимости существенных корректировок проектных нормативов: склонность металла к локальным видам коррозии должна являться определяющим фактором в сравнении с величиной общей коррозии. Обоснованный выбор конструкционных металлов и методов изготовления оборудования является одним из ключевых моментов современной системы защиты от коррозии установок переработки нефти.
Ключевые слова: установки переработки нефти; плакирование колонн; питтинговая коррозия; коррозионное растрескивание; электрохимические характеристики питтингообразования;
ингибиторная защита; ингибиторы общей и питтинговой коррозии.
счет того, что анодный процесс локализован на чистом металле, а катодный - распределен по всей поверхности, включая часть, покрытую отложениями.
Агрессивность отложений в аппаратах и конденсатов пропаривания установок переработки нефти сопоставимы с коррозионной агрессивностью нефти и перерабатываемых технологических сред (таблица 1). Учесть влияние всех параметров, которые играют существенную роль в механизмах процессов, происходящих в таких сложных системах, весьма затруднительно. Однако на основе данных по материальному исполнению, условиям эксплуатации и составам технологических сред во всех режимах работы можно с большой вероятностью определить аппараты и трубопроводы, склонные к локальному коррозионному разрушению и, в связи с этим, требующие пристального внимания при эксплуатации.
Таблица 1. Среднее содержание агрессивных соединений в
технологических средах установок первичной переработки
нефти Киришского НПЗ
Среда рНвв1' Содержание агрессивных соединений
Cl", мг/дм3 So6lM., % масс. Н2О, % об.
Нефть сырая до 5,8 до 56 до 2 до 2
Нефть обессоленная до 5,6 до 6 до 2 до 0,2
Нефть отбен-зиненная до 6,8 до 25 до 1,4 отс.
Состав оТложений в ' колоннах переработки нефти
рНвв Определяемые компоненты, % масс.
Fe ' So6ll. S SO42" Cl"
3,3 + 6,5 до 55 до 28 до 24 до 20 до 0,8
рН Определяемые компоненты, мг/дм3
Fe ' S SO42" SO32" S2O32" Cl"
3,2 + 6,3 до 170 до 4,9 до 800 до 95 до 17 до 2300
Примечание:1рНвв - рН водной вытяжки
1 Бурлов Владислав Васильевич, д-р техн. наук, зам. генерального директора по научной работе и инжинирингу e-mail: burlov@yandex.ru
2 Алцыбеева Алла Ивановна, д-р техн. наук, профессор, зав. лаб. ингибиторов коррозии, e-mail: altsybeeva@yandex.ru,
3 Кузинова Татьяна Михайловна канд. хим. наук, вед. науч. сотр. лаборатории ингибиторов коррозии e-mail: kuzinov@yandex.ru.
Дата поступления - 22 декабря 2010 года
В настоящее время для выбора материального исполнения при проектировании и реконструкции основных установок НПЗ действуют разработанные ВНИИНефтемаш в 1978-84 гг. три руководящих технических материала (РТМ) [1-3]. Эти РТМ, обязательные для проектных организаций и НПЗ, к сожалению, в значительной степени устарели, в них практически не уделено внимания локальным видам коррозии конструкционных металлов и сплавов. Данные о вероятности появления питтинговой и язвенной коррозии, коррозионного растрескивания в них либо отсутствуют, либо, наоборот, завышены. Отсутствуют сведения о составе и агрессивности отложений и конденсатов пропаривания, которые играют важную роль в инициировании и интенсификации как общей, так и локальной коррозии металлов.
Рекомендованное при проектировании установок материальное исполнение оборудования предусматривало срок эксплуатации - 15-20 лет. Однако большинство установок российских НПЗ введено в эксплуатацию 35-40 лет назад и, в связи с этим, резко возросла необходимость реконструкции и замены оборудования, вызванная не только истечением проектного срока службы, но и значительной коррозией металла, в особенности, локальной. Эти обстоятельства требуют существенных корректировок проектных нормативов с учетом реальных коррозионных проблем, обнаруженных при эксплуатации установок. Более того, ни в РТМ, ни в мировой литературе не рассмотрен и не обобщен опыт эксплуатации и коррозионные проблемы НПЗ, как единого организма, включающего комплекс основных установок - первичную переработку, рифор-минг и гидроочистку тяжелых фракций. Настоящее сообщение является попыткой восполнить этот пробел на примере Киришского НПЗ, большинство установок которого являются типичными для российских заводов.
Основное сырье завода - западносибирская нефть. Среднее содержание агрессивных соединений в основных рабочих средах установок первичной переработки нефти завода приведено в таблице 1. Из 33 колонн установок первичной переработки нефти завода 20 колонн имеют плакирующие слои из стали 08Х13 или монеля НМЖМЦ 28-2,5-1,5 по основному металлу: сталям типа Ст3, 20К, 16ГС и 12МХ. На установках риформинга колонны стабилизации гидрогени-зата блоков предварительной гидроочистки (за исключением ЛГ-35-8/300Б) также изготовлены с плакирующими слоями из стали 08Х13. Большинство колонн и сепараторов установок гидроочистки тяжелых фракций изготовлены из низколегированной стали 16ГС, однако некоторые - из углеродистых сталей типа Ст3 и 20К. Для плакирующего слоя использована сталь 08Х13, кроме сепараторов нестабильного гидрогенизата и бензина установки ЛГ-24/7, где плакировка выполнена сталями 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т, соответственно.
В таблице 2 обобщены данные проведенных нами промышленных коррозионных испытаний углеродистой стали Ст20 и стали 08Х13 (основного материала плакирующего слоя) в действующем колонном оборудовании установок первичной переработки нефти Киришского НПЗ. Продолжительность испытаний составляла межремонтный пробег конкретных установок -1,5 до 2,3 года. Образцы загружались в аппараты по окончании ремонта (перед пуском установки в эксплуатацию) и выгружались после пропаривания при вскрытии аппаратов перед следующим ремонтом.
Из данных таблицы 2 следует, что общая скорость коррозии сталей в рабочем режиме эксплуатации установок завода, за редким исключением, не превышает 0,05-0,06 мм/год, что является хорошим показателем. При такой скорости коррозии глубина поражений толстостенных аппаратов (до 40 мм) за счет воз-
действия коррозионных факторов в рабочем режиме для установок, эксплуатирующихся более 30 лет, не должна превышать 1,5-2 мм. На всех сталях, в т.ч. углеродистой Ст20, во всех аппаратах при испытаниях в рабочем режиме зафиксировано образование питтин-гов, глубина которых, в сопоставлении с общей коррозией, весьма значительна, в особенности, на стали 08Х13 - основном плакирующем материале аппаратов. Аналогичная картина наблюдается на установках ри-форминга и гидроочистки тяжелых фракций.
Таблица 2. Обобщенные данные по средним скоростям коррозии сталей Ст20 и 08Х13 в мм/год (верх/низ колонн), годы эксплуатации до появления коррозионного растрескивания плакирующего слоя колонн установок первичной переработки нефти Киришского НПЗ (через "/" приведены _показатели питтинга - пт)
Колонны Сталь Ст20 Сталь 08Х13 Годы экспл. до КР
эвапорационные 0,04/0,05пт 0,03/0,07пт 0,002/0,09пт 0,001/0,02пт 28
атмосферные 0,1/0,15пт 0,1/0,15пт 0,01/0,2пт 0,004/0,02пт 20-32
отпарные атмосферных колонн 0,05/0,1пт 0,04/0,05пт 0,009/0,07пт 0,005/0,1пт 26-32
стабилизационные 0,06/0,07пт 0,03/0,04пт 0,02/0,12пт 0,008/0,07пт 30
вакуумные 0,02/0,06пт 0,03/...пт 0,001/,06пт 0,005/0,015пт 26-32
Скорости и виды коррозии реального металла аппаратов, с постоянно нарастающими на нем отложениями, удалить которые полностью никогда не удается, и не менее одного раза в 1,5-2 года подвергаемого воздействию агрессивных конденсатов при пропарива-нии, существенно отличаются от таковых для тщательно подготовленных образцов в одном цикле эксплуатации установки. Более того, при эксплуатации аппаратов под действием переменных нагрузок происходит постепенная деградация структуры металла, снижение его конструкционной прочности и, при наличии возникших и углубляющихся питтингов в плакирующем слое и основном металле, растет вероятность коррозионного растрескивания.
Известно, что образовавшийся питтинг при его дальнейшем развитии неизбежно инициирует коррозионное растрескивание. Несложный расчет показывает, что при толщине плакирующего слоя стали 08Х13 (4-6 мм) углубляющийся питтинг, даже при неизменной скорости его развития (таблица 2), мог полностью разрушить плакировку до основного металл за 25-30 лет эксплуатации колонн и явиться главной причиной коррозионного растрескивания.
Проблема локальных коррозионных поражений усугубляется тем, что присутствие на поверхности металла и в питтингах агрессивных ионов не только из технологических сред, но и образовавшихся при про-паривании оборудования и в период его ремонта, приводит к дальнейшему развитию и перерождению пит-тингов и к коррозионному растрескиванию. Продолжающиеся коррозионные процессы в периоды ремонтов или вынужденных простоев, несомненно, связаны с неполным удалением продуктов коррозии и отложений из аппаратов при проведении операций пропари-вания и промывки.
В таблице 2 приведены зафиксированные нами в периоды ремонтов и ревизии случаи коррозионного растрескивания сварных швов, околошовных зон и плакирующих слоев колонн. В колоннах из однослойных сталей проблем, связанных с коррозионным растрескиванием, не отмечено. Однако значительная яз-
венная коррозия нижних днищ в них наблюдалась. Металлографические исследования показали, что трещины, образовавшиеся в результате коррозионного растрескивания сварных швов, околошовных зон и плакирующих слоев, были характерны для хлоридного растрескивания, распространялись как меж-, так и транс-кристаллитно, обычно до основного металла, при этом резко увеличивалась его коррозия в трещине. Растрескивание, как правило, начиналось от питтингов. Таким образом, основной причиной коррозионного растрескивания является высокая склонность к питтинговой коррозии стали 08Х13 в процессе эксплуатации установок в рабочем режиме. В среднем через 4-5 лет после обнаружения растрескивания сварных швов было зафиксировано развитие трещин и язв всего плакирующего слоя, вплоть до его полного отслоения от основного металла и обрушения. В настоящее время именно по этой причине на заводе проходит плановая замена колонн на новые.
Анализ реальных коррозионных проблем, обнаруженных при эксплуатации установок, свидетельствует о необходимости при выборе конструкционных материалов оборудования переработки нефти считать склонность к локальной коррозии определяющим фактором в сравнении с величиной их общей коррозии. Полученные результаты свидетельствуют о необоснованности и неудачном выборе стали 08Х13 в качестве плакирующего материала колонного оборудования переработки нефти.
В связи с этим, поиск конструкционных металлов с высокой питтингостойкостью для замены стали 08Х13, используемой для плакирования колонн и др. аппаратов является крайне важной и актуальной задачей. С целью создания базы данных для выбора конструкционных металлов при проектировании и реконструкции установок нами проведены коррозионные промышленные испытания в рабочем режиме первичной переработки нефти и лабораторные исследования стойкости к питтинговой коррозии ряда сталей различных классов в растворах электролитов - моделях водных коррозионных сред. Испытания проведены для сталей 12Х18Н10Т, 10Х17Н13МЗТ, 08Х21Н6М2Т, 08Х22Н6Т, 015Х18М2Б. Установлено, что в рабочем режиме переработки нефти наиболее устойчивы к пит-тинговой коррозии стали с добавками молибдена: ферритная 015Х18М2Б, аустенитно-ферритная 08Х21Н6М2Т и аустенитная 10Х17Н13МЗТ.
Лабораторные исследования склонности сталей к питтинговой коррозии при пропаривании оборудования были проведены в водном растворе, моделирующем, как показано в [4], средний состав конденсатов пропаривания основного оборудования, эксплуатируемого на современном НПЗ: [С1"] = [Б042"] = 500 мг/дм3, [Б2 032"] = 50 мг/дм3 химическим и электрохимическим (гальваностатической и потенциодинамической поляризации) методам ГОСТ 9.912 [5]. Основные результаты сведены в таблице 3. Здесь: Есог - потенциал свободной коррозии; Ерс, Егр, Еь - граничные потенциалы питтинговой коррозии, дЕрс - основной, ДЕЬ, ДЕгр - дополнительные базисы питтингостойкости.
Из полученных данных следует, что в водном растворе электролита питтинги образуются на сталях 08Х13, 08Х22Н6Т и 12Х18Н10Т, что совпадает с результатами промышленных испытаний в рабочей режиме переработки нефти. Ерс - минимальный гальваностатический потенциал питтинговой коррозии практически совпадает с Есог (таблица 3). Сталь 08Х13 характеризуется самой высокой скоростью общей и пит-тинговой коррозии в ряду исследованных сталей. Стали аустенитно-ферритного (08Х22Н6Т) и аустенитного (12Х18Н10Т) классов, не содержащие добавок молиб-
дена, также обладают низкой стойкостью к питтинго-вой коррозии.
Таблица 3. Результаты исследований по ГОСТ9.912 склонности сталей к питтинговой коррозии в водном растворе рН ~4,5, содержащем С1 SO42' в концентрациях по 500 мг/дм и _ВРз' - 50 мг/дм? .
Сталь Химический метод Электрохимические характеристики, В (±0,03 В)
Потеря массы, г/м^ч Сред- число пит-тинго! Характеристика самого глубокого питтинга
И, мм с|, мм Есог Ерс Еь Егр ДЕрс ДЕь ДЕгр
08Х13 0,0384 80 0,312 1,394 -0,30 -0,28 -0,26 -0,38 0,02 0,04 -0,08
015Х18М2Б 0,0049 Питтинги отсутствуют 0,08 0,63 0,82 -0,04 0,55 0,74 -0,12
08Х22Н6Т 0,0270 2 10,18011,339 -0,09 0,01 0,02 -0,13 0,10 0,11 -0,14
08Х21Н6М2Т 0,0035 Питтинги отсутствуют 0,07 0,80 1,37 0,17 0,73 1,30 0,10
10Х17Н13М31 0,0122 То же -0,04 0,08 0,05 -0,06 0,12 0,09 -0,02
12Х18Н10Т 0,0175 13 | 0,090|0,180 -0,06 0,20 0,23 0,11 0,26 0,29 0,17
Легирование сталей любого класса молибденом резко увеличивает их питтингостойкость: отмечается широкая область пассивации и максимальные значения потенциалов Ерс, Егр, Еь (таблица 3). По стойкости к питтинговой коррозии в водном растворе электролита, содержащем О", Б042", Б2032", исследованные стали располагаются в ряд: 08Х21Н6М2Т > 015Х18М2Б > 10Х17Н13МЗТ > 12Х18Н10Т > 08Х22Н6Т > 08Х13.
Полученные результаты полностью согласуются с существующими представлениями о влиянии легирующих добавок в составе сталей на питтингостой-кость [6-10], в т.ч. с квантовохимическими - о влиянии на питтингостойкость сталей легирующих элементов, являющихся, ввиду недостроенности Горбит, акцепторами ^электронов железа [10].
В результате исследований углеродистой стали Ст20 по обоим методам ГОСТ 9.912 установлено, что питтинги на Ст20 в водных растворах электролитов не образуются. Ст20 характеризуется низким значением потенциала свободной коррозии (-0,51В), самой высокой скоростью общей коррозии (~0,09 г/м2-ч), соответствующим не пассивации, а активному растворению. Полученные результаты позволяют сделать вывод, что на стадии пропаривания оборудования, под воздействием агрессивных конденсатов, стекающих по стенкам аппаратов, вероятность образования питтингов на углеродистых сталях ничтожна.
Зафиксированное нами образование питтингов на Ст20 в рабочем режиме переработки нефти, по-видимому, не связано с их образованием (или зарождением) при пропаривании оборудования и определяется наличием на поверхности стали отложений сульфидов железа и элементарной серы, способствующих образованию питтингов в результате ускорения реакции ионизации железа при протекании серии окислительно-восстановительных реакций с участием различных форм сульфид- и др. ионов, как на катодных, так и на анодных участках [9-15].
Не останавливаясь подробно на технологии получения и принципах выбора сплавов для плакирования углеродистых сталей, главным образом, хромистых сталей ферритного класса, обладающих близкими к углеродистым сталям механическими и технологическими свойствами, отметим, что, в соответствии с [16], прочность плакирования повышается:
• за счет легирования плакировочной стали сильными карбидообразующими элементами, такими
как ниобий, вольфрам, молибден, ванадий, титан и при повышении в ней содержания хрома;
• при уменьшении содержания углерода в плакирующем материале.
Таким образом, по результатам исследования питтингостойкости сталей может быть сделан вывод о целесообразности использования в качестве плакирующего материала легированных сталей ферритного класса с добавками молибдена (типа 015Х18м2б) взамен стали 08Х13, склонной к питтинговой коррозии во всех сосудах и аппаратах на всех этапах эксплуатации установок первичной переработки нефти. По данным работы [17] стали ферритного и аустенитно-ферритного класса, близкие по составу к стали 015Х18М2Б, имеют высокую пластичность, удовлетворительную способность к формоизменению в холодном состоянии и могут быть использованы в качестве плакирующих материалов. Для изготовления оборудования взамен сталей типа Х18Н10Т (12Х18Н10Т, 08Х22Н6Т, 08Х22Н10Т) могут быть рекомендованы стали с добавками молибдена - 08Х21Н6М2Т или 10Х17Н13МЗТ.
Величины скоростей коррозии и виды коррозии во всех колоннах первичной переработки нефти (вверху и внизу колонн - таблица 2) требуют, по нашему мнению, также пересмотра традиционной схемы ввода ингибиторов в режиме эксплуатации установок первичной переработки нефти. Традиционная схема инги-биторной защиты, предложенная более 50 лет назад, предусматривает подачу ингибиторов в шлемовые линии эвапорационной и атмосферной колонн, при этом может быть обеспечена защита лишь конденсационно-холодильного оборудования по верхнему тракту и в меньшей степени - верхней части колонн.
С учетом реальных скоростей коррозии углеродистых сталей и стали 08Х13 в рабочем режиме первичной переработки нефти, считаем целесообразным рекомендовать изменение системы подачи ингибиторов в колонны. Кроме традиционных точек ввода ингибитора в шлемовые линии эвапорационной и атмосферной колонн предлагается подавать ингибитор:
• в линии орошения эвапорационной, атмосферной, стабилизационной и колонн вторичной ректификации бензинов;
• в линии циркуляционного орошения атмосферной колонны;
• в сырье и шлемовые линии стабилизационной колонны и колонн вторичной ректификации бензинов;
• в шлемовую линию, верхнее и среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны.
При такой схеме подачи ингибитора обеспечивается защита не только конденсационно-холодильного оборудования верхнего тракта и в малой степени верхних частей эвапорационной и атмосферной колонн, но и защита от коррозии:
• верхних и средних частей эвапорационных и атмосферных колонн;
• колонн-стриппингов;
• конденсационно-холодильного оборудования, как по верхнему тракту колонн, так и полностью колонн стабилизации и вторичной ректификации бензинов;
• конденсационно-холодильного оборудования по верхнему тракту, верхних и средних частей вакуумных колонн.
С учетом коррозионно-электрохимических особенностей современных промышленных ингибиторов амидо-имидазолинового класса и их склонности к "старению", рабочую концентрацию при их применении рекомендуется увеличить в 1,5-2 раза.
В современной системе химико-технологической защиты от коррозии установок первичной переработки нефти предусмотрено применение только углеводоро-дорастворимых ингибиторов. Применение предложенной выше расширенной системы совершенно не решает вопрос защиты от коррозии колонного и др. оборудования в периоды пропаривания при подготовке к ремонтам и последующего простоя.
До замены стали 08Х13 на более питтингостой-кую, на период эксплуатации действующего оборудования, изготовленного с плакирующими слоями из стали 08Х13, по нашему мнению, необходима система ин-гибиторной защиты стали 08Х13 от общей и питтинго-вой коррозии в период пропаривания. Применение ингибиторов на этапе пропаривания - важная часть системы ингибиторной защиты оборудования НПЗ, т.к. замедление питтингообразования на этом этапе может затормозить развитие питтингов во всех последующих режимах работы, как в период ремонта, так и в рабочем режиме.
Следует отметить, что в литературе отсутствуют четкие представления о химических классах веществ, способных быть ингибиторами питтинговой коррозии. При выборе основных веществ для испытаний в качестве ингибиторов питтинговой коррозии мы исходили из концепции комплексообразования в инициировании и ингибировании питтинга: необходимого участия в процессе ингибирования анионов с высокими нуклео-фильными свойствами (уходящих нуклеофилов) [1822], а также сведений об их эффективности в качестве ингибиторов общей коррозии сталей в водных растворах.
Для испытаний были выбраны соли, анионы которых отличаются силой нуклеофильности: нитриты -натрия и дициклогексиламина (НДА), фосфат - трипо-лифосфат натрия (№5Р3Ою), алифатической кислоты -соль циклогексиламина и СЖК Сю-С^ (Н-М-1), а также (для сопоставления) молекулярные соединения, практически не образующие в водных растворах анионов: основания Шиффа (1\1-бензилиденциклогексиламин) и Манниха (1\1,1\Т-диморфолинметан) (таблица 4).
Таблица 4. Результаты электрохимических исследований склонности стали 08Х13 к питтинговой коррозии в водном растворе рН ~ 4,5, содержащем О и ВО42' в концентрациях по 500 мг/дм3 и В2О32' - 50 мг/дм3. Концентрация ингибитора _0,05% масс.
Ингибитор Электрохимические характе ристики, В ( ±0,03В)
Есог Ерс Еь Егр ЛЕр: ЛЕь Л Егр
Без ингибитора -0,30 -0,28 -0,26 -0,38 0,02 0,04 -0,08
№N02 0,09 0,46 0,51 0,10 0,37 0,42 0,01
НДА 0,08 0,14 0,28 -0,07 0,06 0,20 -0,15
Na5P30lo -0,04 -0,15 0,19 -0,25 -0,11 0,23 -0,21
Н-М-1 -0,21 -0,21 -0,12 -0,34 0,00 0,09 -0,13
ВНХ-Л-49 -0,23 -0,22 -0,18 -0,34 0,01 0,05 -0,11
ВНХ-Л-112 -0,25 -0,22 -0,23 -0,31 0,03 0,02 -0,06
В результате лабораторных исследований эффективности ряда ингибиторов по методам ГОСТ 9.912 в качестве ингибиторов общей и питтинговой коррозии стали 08Х13 в период пропаривания оборудования рекомендованы нитрит натрия, ингибитор НДА и его смесь с триполифосфатом натрия (1:1). Показано, что основные показатели питтингостойкости стали 08Х13 при добавлении к растворам электролитов нитрита натрия и ингибитора НДА близки к таковым сталей, легированных молибденом и содержащих большие концентрации хрома, без добавок ингибиторов в агрессивную среду (таблица 5). Проведение промышленных испытаний метода планируется на одной из колонн установки АВТ-2 Киришского НПЗ.
Литература
1. РТМ 26-02-39-84. Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основного оборудования и трубопроводов установок подготовки и первичной переработки нефти (ЭЛОУ, АВТ, АТ, ЭЛОУ-АВТ). М.: ВНИИНефтемаш, 1984. 47с.
2. РТМ 24-02-42-78 Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основных элементов и узлов аппаратов установок каталитического риформинга. М.: ВНИИНефтемаш, 1978. 44с.
3. РТМ 26-02-54-80. Материальное оформление оборудования установок гидроочистки. М.: ВНИИНеф-темаш, 1980. 29 с.
4. Парпуц Т.П. [и др.]. Исследование зависимости величины питтингового фактора сенсибилизированной стали 12Х18Н10Т от содержания агрессивных ионов (Cl SO42- , S2O3"2) в водных раство-рах,моделирующих конденсаты пропаривания установок НПЗ. Процессы нефтепереработки и нефтехимии: сб. науч. тр. к 75-летию ВНИИНефтехима.. СПб.: ГИ-ОРД, 2005. С. 248-258.
5. ГОСТ 9.912-89 ЕСЗКС. Стали и сплавы корро-зионностойкие. Методы ускоренных испытаний на стойкость к питтинговой коррозии. Введ. 1991-01-01. М.: Госстандарт России : Изд-во стандартов, 1989. 18 с.
6. Томашов, Н.Д. Теория коррозии и защита металлов. М.: Изд. АН СССР, 1959. 592 с.
7. Томашов, Н.Д, Чернова Г.П. Пассивность и защита металлов от коррозии. М.: Наука, 1965. 208 с.
8. Томашов, Н.Д, Чернова Г.П. Коррозия и кор-розионностойкие сплавы. М.: Металлургия, 1973. 273 с.
9. РозенфельдИ.Л. Коррозия и защита металлов (локальные коррозионные процессы). М.: Металлургия, 1970. 448 с.
10. Улиг Г.Г., РевиР.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. Л.: Химия, 1989. 456 с.
11. Гоник, А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. 192 с.
12. Попов, Ю.А. Теория взаимодействия металлов и сплавов с коррозионно-активной средой. М.: Наука, 1995. 200 с.
13. Колотыркин, Я.М. Влияние анионов на кинетику растворения металлов // Успехи химии. 1962. Т. 31. Вып. 3. С. 322-335.
14. РозенфельдИ.Л. Ингибиторы коррозии. М.: Химия, 1977. 350 с.
15. Жданов, С.И. Электрохимия серы и её неорганические соединения. // Итоги науки и техники. Электрохимия. М.: ВИНИТИ, 1980. Т. 17. 230-281.
16. Повышение качества поверхности и плакирование: справочник / под ред. А. Кнаушнера. Пер. с нем. М.: Металлургия, 1984. 368 с.
17. Свистунова Т.В., Шлямнев А.П. Коррозионно-стойкие стали и сплавы: состояние и направления развития. // Защита металлов. Т. 33, № 4. 1996. С. 375-380.
18. Кузнецов Ю.И. Роль концепции комплексо-образования в современных представлениях об инициировании и ингибировании питтингообразования на металлах. // Защита металлов. 2001. Т. 37. № 5. С. 485-490.
19. Маршаков И.К., Чернова Г.П., Кузнецов Ю.И. История развития коррозионных исследований в институте физической химии РАН. Ч. V. Локальная коррозия. // Коррозия: материалы, защита. 2007. № 2. С. 4147.
20. Кузнецов, Ю.И., Кузнецова И.Г. О влиянии природы металла на ингибирование питтингообразо-вания и ингибирование коррозии. // Защита металлов. 1986. Т. 22, № 3. С. 474-478.
21. Кузнецов Ю.И. Роль анионов раствора при депассивации алюминия и ингибирования коррозии. // Защита металлов. 1984. Т. 20. №3. С. 372-376.
22. Кузнецов Ю.И., Валуев И.А., Тыр Е.В. Об эффективности энергии активации процесса инициирования питтинга на железе. // Защита металлов. Т. 28, №3. 1992. С. 404-409.
