Главная -> Словарь

Коррозией оборудования

201. Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок/Под ред. Д. С. Абрамсона. М., Машгиз, 1962. 296 с.

43. Г е н б о м Б. Б., Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорайия и газотурбинных установок, Машгиз, 1962, стр. 9.

47. А р о н о в Д. М., Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок, Машгиз, 1962, .стр. 138.

58. Аронов Д. М., в сб. «Борьба с коррозией двигателей внутреннего

72. Н о т к и н Д. И., Суханов В. П., Борьба с коррозией двигателей

37. Ковалев Е. А., в сб. «Борьба с коррозией двигателей внутреннего

11. Борьба с коррозией двигателей внутреннего, сгорания и газотурбинных установок. М., Машгиз, 1962. 286 с.

10. Аронов Д. М. Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок. — М.: Машгиз, 1962.— 138с.

11—12. Б. В. Л о с и к о в, М. С. С м и р н о в и др., Борьба с коррозией' двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок, Машгиз, 1962.

18. Давыдов П. И., Большаков Г. Ф., сб. «Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок», Машгиз, 1962, стр. 272.

28. Благова Т. А. и ЛипщтейнР. А. Систематический анализ состава золы нефтепродуктов и наружных отложений с котлов и лопаток газовых турбин. Сб. «Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок». Машгиз, 1962.

Первичная перереиотка нефти является основным процессом на нефтеперерабатывающих заводах, на который приходится основная доля капитальных и эксплуатационных затрат, в том числе связанных с коррозией оборудования и 'техно логических трубопроводов. Коррозия аппаратуры, установок AT и ART обусловлена в основном присутствием в перерабатываемой нефти небольших количеств солей, неорганических кислот, сернистых соединений я хлороодоржвщих органических соединений,

Наряду о общей равномерной коррозией оборудования АКТ в присутствии водных растворов сероводорода и хлористого водорода возможно нвводороживвиио металла за счёт катодной реакции водородной деполяризации:

Для получения исходного раствора сульфата алюминия гидроксид алюминия обрабатывался разбавленной серной кислотой при температуре 120 °С в течение 1,0—1,5 ч при постоянном перемешивании, затем в реактор добавлялась вода. После отстоя раствор отфильтровывался, разбавлялся до 1,1 — 1,2 н. по А1203 и подкислялся серной кислотой. Приготовление раствора сульфата алюминия сопровождается интенсивной коррозией оборудования. Для рабочих растворов можно использовать воду с жесткостью 14,7 °11 либо паровой конденсат.

При обессиливании нефтей ванадий- и никельсодержащие соединения арланской нефти извлекают соответственно на 16,3 и 28,5%. Более 50% остальных металлов переходит в сточные воды. После электрообессоливания содержание железа увеличивается более чем в 2,5 раза, что связано с коррозией оборудования. В сточных водах, отобранных с ЭЛОУ, обнаружено : ванадия 4-Ю-6; кальция 23-Ю-4; магния 14- Ю-4; медиО.З-10~4, нат-

На процесс первичной переработки нефти приходится значительная доля капитальных и эксплуатационных затрат нефтеперерабатывающих предприятий, в том числе связанных с коррозией оборудования и трубопроводов.

Определенное влияние на работу транспортных систем оказывает влажность кокса. Наличие влаги в коксе является отрицательным фактором, так как транспортирование кокса, содержащего влагу, связано с перемещением большого балласта, коррозией оборудования и смерзанием его на складах и в железнодорожных вагонах. Поэтому товарные фракции кокса должны содержать возможно меньше влаги. Однако имеется мнение о благоприятном влиянии влаги на процесс прокаливания, если ее содержание не превышает 8-10%. Небольшое присутствие влаги в коксе исключает пыле-ние при дроблении, классификации и транспортировании.

Наш институт в течение многих лет занимается вопросами защиты от коррозии. Ниже рассмотрены основные проблемы, связанные с коррозией оборудования и парафино-смолистыми отложениями в процессах добычи и-переработки нефти, и способы их решения с использованием ингибиторов. Приведены результаты исследований по разработке эффективных смазочных добавок к буровым растворам, поглотителей сероводорода, пеногасителей, а также ингибиторов для консервации оборудования энергоблоков ТЭЦ и нефтеперекачивающих станций.

Приведенные данные показывают, что содержание платины во всех образцах практически постоянно. Однако количество кокса постоянно увеличивается как при регенерации, так и по мере прохождения газосырьевого потока. Серы и железа больше всего содержится в пробах, отобранных сверху первого реактора второго цикла восстановительной регенерации, что объясняется коррозией оборудования. Наибольшее количество кокса отложилось на катализаторе в двух параллельно работающих реакторах III ступени риформвнга. Разное содержание кокса на катализаторе в указанных реакторах следует объяснить различной скоростью движения в них парогазовых потоков. В большинстве случаев коэффициент механической прочности понижается на 15—20% в результате действия гидравлического сопротивления. Наиболее верным средством для его снижения является радиальный ввод газосырьевой смеси в реактор, оправдавший себя на других НПЗ. Положительные результаты восстановительной регенерации получены и на установке Л-35-6, которая проработала 14 месяцев с проведением только восстановительной регенерации.

Переработка сернистых и высокосернистых нефтей, особенно с высоким содержанием солей, сопряжена с интенсивной коррозией оборудования. Для -предупреждения коррозии приходится использовать дорогостоящее оборудование из легированных сталей или биметаллических материалов и обеспечивать поступление на переработку обессоленных и обезвоженных нефтей. Эти меры связаны с большими затратами. Поэтому для выработки высококачественных товарных нефтепродуктов дистилляты первичной переработки нефти, а иногда и остаточные продукты подвергают специальной очистке с применением вторичных процессов . Максимальное же снижение содержания серы в нефтепродуктах достигается применением гидрогенизационных процессов; в результате снижается также содержание азотистых и других агрессивных соединений.

или дымовыми газами, но при реализации данных технологий увеличивается унос части газа нефтью и отбор целевых бензиновых фракций, то есть имеет место недобор нефти от потенциала. В нефтепереработке применяются схемы отпарки нефтяных фракций водяным паром. Подача водяного пара имеет недостатки, связанные с коррозией оборудования, обводненностью продуктов разделения, высокой стоимостью. В связи с этим, например, в нефтепереработке предложены разработки, в которых для отпарки нефтяных фракций вместо водяного пара используют нефтяные фракции или различные углеводороде- и водородосодержащие газы.

Таким образом, приведенные выше данные по поведению сернистых нефтей в процессе их переработки позволяют при ограниченной информации о качествах нефти оценить баланс ее переработки, выбрать в первом приближении наиболее вероятную технологическую схему завода, дать оценку качества получаемых продуктов, разработать меры по их очистке от сернистых соединений и наметить мероприятия по борьбе с коррозией оборудования. На их основании можно также оценить ожидаемый уровень загрязнения заводом окружающей среды и наметить меры по его снижению.