Меню

Коррозионная стойкость оборудования нефтеперерабатывающая промышленность



Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Нефтеперерабатывающая промышленность

Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Нефтеперерабатывающая промышленность

Предисловие.
Глава 1. Потери от коррозии в нефтеперерабатывающей промышленности.

Глава 2. Коррозионная агрессивность нефтей.

Глава 3. Подготовка нефти к переработке.

Глава 4. Низкотемпературная сероводородная коррозия и наводороживание стали.
4.1. Электрохимическая сероводородная коррозия.
4.2. Наводороживание и растрескивание углеродистых и низколегированных сталей во влажных сероводородных средах.
4.3. Защита оборудования от сероводородного расслоения и растрескивания.
4.4. Коррозионное растрескивание и точечная коррозия нержавеющих сталей.
Точечная коррозия.
Коррозионное растрескивание.
4.5. Межкристаллитная коррозия.
4.6. Щелочная хрупкость стали.

Глава 5. Первичная переработка нефти.
5.1. Коррозия под действием хлороводорода и сероводорода.
5.2. Коррозия при переработке нефтей с высоким содержанием нафтеновых кислот.
5.3. Химико-технологические методы защиты от коррозии.
Защелачивание сырья.
Нейтрализация верхних погонов атмосферных колонн.
Ингибирование.
5.4. Рекомендуемые материалы для оборудования установок первичной переработки нефти.

Глава 6. Деструктивная переработка нефтяного сырья.
6.1. Высокотемпературная коррозия стали под действием сероводорода.
ВТСК в газовых смесях с сероводородом.
Влияние легирования стали на ВТСК.
Некоторые методы оценки степени ВТСК.
6.2. Термический крекинг.
6.3. Каталитический крекинг.
6.4. Гадроочистка нефтяного сырья.
6.5. Гидрокрекинг.
6.6. Каталитический риформинг.
Водородная коррозия.
Коррозия при промотировании катализатора хлором.
Специфика процесса и агрессивность продуктов окислительной регенерации катализаторов риформинга.
Коррозионная стойкость конструкционных материалов в условиях оксихлорирования катализаторов риформинга.
Защита от коррозионного разрушения конденсационно-холодильного оборудования.

Глава 7. Коррозия печного оборудования под влиянием продуктов сгорания топлива.
7.2. Низкотемпературная коррозия теплоутилизационного оборудования.
Типы воздухоподогревателей.
Низкотемпературная сернокислотная коррозия воздухоподогревателей.
Методы зашиты от коррозии.
7.3. Высокотемпературная газовая коррозия печного оборудования в топочной атмосфере.

Глава 8. Коррозия при фракционировании а очистке углеводородных газов.
8.1. Газофракционирующне установки.
8.2. Очистка углеводородных газов от кислых примесей.
8.3. Коррозия под дейстнием серы.
8.4. Оборудование установок производства серы.

Глава 9. Подготовка природных и нефтяных газов.
9.1. Технология подготовки природных и нефтяных газов.
9.2. Коррозия и методы защиты оборудования установок комплексной подготовки газа.
9.3. Коррозия установок регенерации гликолей при низкотемпературной сепарации газа.

Глава 10. Защита кондексационно-холодильного оборудования от коррозии под действием оборотных вод.
10.1. Особенности работы конденсационно-холодильного оборудования.
Агрессивность оборотных вод.
10.2. Коррозионная стойкость металлов и сплавов.
Коррозионная стойкость конструкционных материалов в пресных оборотных водах.
Коррозионная стойкость конструкционных материалов в морской воде.
10.3. Защита конденсационно-холоднльного оборудования от коррозии, солеотложения и биообрастания.
Ингибигорная защита.
Неорганические ингибиторы.
Органические ингибиторы.
10.4. Коррозия под действием сточных вод
10.5. Противокоррозионная защита градирен.

Глава 11. Защита от атмосферной коррозии металлоконструкций, оборудования и сооружений нефтеперерабатывающих заводов.

Источник

Особенности оценки технологического оборудования нефтепереработки при коррозионном изнашивании

Авторы: А.Н. Монахов (НПП ООО «Корсистем»), М.А. Меркушева (МИП ООО «Эко-Кемикел»)

Опубликовано на портале «Химическая техника», ноябрь 2020

В настоящее время экономические потери из-за коррозии технологического оборудования огромны и сопоставимы с затратами на развитие крупнейших отраслей промышленности, при этом потери возрастают вследствие интенсификации производств и изменения состава рабочих сред.

По мнению экспертов [1, 2], занимающихся изучением коррозионного изнашивания оборудования НПЗ, можно выделить ряд существенных факторов, с которыми можно столкнуться в перспективе:

  • повышение содержания сернистых соединений в товарных нефтях;
  • неподготовленность оборудования для переработки высокосернистой и тяжелой нефти;
  • увеличением рисков, ведущих к отказам оборудования из-за повышения содержания коррозионно-активных элементов в перерабатываемых средах

На НПЗ России, начиная с 1991 г. и по настоящее время, наблюдается неритмичность загрузки мощностей основных производств при переработке нефти, вызванная в первую очередь нестабильностью на рынке спроса и предложения.

Промышленные испытания [3–5] показали, что при переработке нефти из-за коррозии из строя выходит прежде всего колонное, емкостное и конденсационно- холодильное оборудование установок.

Анализ результатов испытаний показал, что при эксплуатации установок первичной переработки нефти питтинговой коррозии подвержены все черные металлы. Наибольшая глубина питтингов отмечена для стали 08X13 – основном материале плакирующих слоев. Питтинговая коррозия стали 08X13 является одной из главных причин коррозионного растрескивания плакирующих слоев, сварных швов и околошовных зон, которое зафиксировано во всех аппаратах и сосудах, изготовленных из биметаллов. При этом скорость питтинговой коррозии на порядок превышает показатель обшей коррозии, что говорит о недооценке коррозионного износа в случае, если за основу берется показатель общей коррозии, что в основном и делается на большинстве НПЗ в России.

Полученные результаты свидетельствуют, что не все материалы, выступающие в качестве плакирующего слоя, обеспечивают необходимую коррозионную стойкость. Отложения, формируемые при эксплуатации на теплообменном оборудовании, создают очаги коррозионной активности в процессе осаждения на них влаги (особенно при пропаривании) и способствуют развитию питтинговой коррозии. При этом возникает необходимость в изучении коррозионного влияния на металл оборудования не только на этапе эксплуатации, но и на этапах проведения ремонта или запуска (остановки) установок как при регламентных режимах эксплуатации, так и вне.

Напрашивается необходимость в проведении всестороннего анализа при оценке износа оборудования установок с учетом комплексного подхода: при изучении причин коррозионного изнашивания оборудования и проводимых мероприятий по его антикоррозионной защите.

Читайте также:  Как определить запчасть или оборудование

В настоящее время существует понимание, что уровень коррозионных процессов на установках первичной перегонки нефти зависит от ритмичности и стабильности загрузки в рамках действующего регламента, а также от частоты простоев, периодов горячей и холодной циркуляции, подготовки к ремонтам, ремонтов, консервации оборудования на периоды простоев и т.п. При этом перед проведением ремонтных работ пропаривание аппаратов и трубопроводов производят по старым регламентным схемам, без учета изменений состава рабочих сред и формируемых осадков, что приводит к образованию коррозионно-агрессивных конденсатов – водных растворов электролитов, содержащих в высоких концентрациях хлорид-, сульфат-, тиосульфат-, сульфид-, сульфит- и другие ионы.

Формируемые на стенках после пропаривания кислоты водные конденсаты усугубляют коррозионные проблемы и ведут к преждевременному изнашиванию оборудования.

В процессе эксплуатации основная углеводородная составляющая нефти не обладает коррозионной агрессивностью. Коррозию вызывают продукты расщепления и превращения примесей и гетероорганических соединений, содержащихся в нефтях: серу-, азот-, кислород- и хлорсодержащих соединений, нейтральных и кислых смолистых веществ, нафтеновых кислот, металлоорганических соединений, под воздействием температуры и давления,.

По данным опытно-промышленных испытаний, проведенных на МНПЗ [6], состав хлорорганических соединений и солей в нефтях, поступающих на установки первичной перегонки нефти, нестабилен (рис. 1, 2).

Рис. 1. Динамика изменения содержания серы и хлорорганических соединений в нефтях, поступающих на установки АВТ МНПЗ Рис 2. Динамика изменения содержания сероводорода и хлористых солей в нефтях, поступающих на установки АВТ МНПЗ

Все это говорит о периодических и непредсказуемых последствиях, вызываемых коррозионной активностью среды, ведущих к преждевременному изнашиванию оборудования.

Как следствие, на многих НПЗ процесс коррозионного изнашивания оборудования имеет нестабильный характер. В качестве примера на рис. 3 представлены динамические тренды контроля скорости коррозии в шлем линиях атмосферных и стабилизационных колонн в ОАО «НК НПЗ» за период с период с 2007 по 2012 годы [7].

Рис. 3. Скорость коррозии оборудования ОАО «НК НПЗ» (установка АВТ-9) с 2007 по 2012 г.

Как видно, несмотря на то, что службами завода выполняются регламентные работы по защите технологического оборудования от коррозии, показатель скорости нестабилен. Аналогичная ситуация практически на всех заводах НПЗ в России.

В чем проблема и где пути выхода?

Этим вопросом в настоящее время задаются многие специалисты, на которых возложена задача по предупреждению коррозионного изнашивания оборудования. Понятно, что надежность и долговечность эксплуатации оборудования технологических установок НПЗ обеспечивается рациональным подбором конструкционных материалов и оптимальным подходом в организации химико-технологической защиты, начиная от процесса обессоливания. При этом по настоящее время на эффективность антикоррозионных мероприятий оказывают влияние человеческий фактор и традиционные устаревшие регламентные процедуры по контролю рабочей среды и выполнению антикоррозионных мероприятий. Большинство инженеров воспринимают коррозионный процесс как постоянный и стабильный процесс, за основу которого взяты работы по фиксированию скорости коррозии за определенные периоды времени. В реальных условиях характер влияния коррозии связан прежде всего с изменением условий переработки и состава рабочей среды во времени.

В настоящее время по-прежнему наблюдается большая зависимость от человеческого фактора и выбора правильности решений при разработке как процедур контроля, так и проводимых мероприятий защите от коррозии. Зачастую, не имея данных по скорости коррозии в динамике и аналитических данных во времени, специалисты ошибаются при подборе типа ингибиторов и регламентных дозировок, материалов в процессе ремонтов и проектных работ, антикоррозионных покрытий и разработке технологических режимов. Бесспорным подспорьем в решении указанных проблем могут быть системы аналитического контроля в режиме реального времени, включая системы управления ингибиторной защитой и коррозионного мониторинга. В этом случае показатель скорости коррозии уже воспринимается не как статистическая величина, а как переменная во времени, которая позволит управлять и оптимизировать химико-технологической защитой.

Не менее важным аспектом при осуществлении антикоррозионных мероприятий является правильный выбор средств контроля над процессами коррозии. Анализ датчиков коррозии, применяемых в настоящее время на НПЗ, приводит к выводу, что подбор датчиков порой определяется не детальным изучением необходимости, а ценой. Большая часть средств контроля коррозии определяет только общую коррозию во времени, что ограничивает понимание преобладающего влияния некоторых видов скорости коррозии на металл, особенно в условиях воздействия сернистой нефти. Не получая нужной информации, инженеры-коррозионисты часто возвращаются к применению гравиметрического метода, что существенно снижает понимание воздействия коррозии на металл.

В настоящее время изменения состава рабочих сред и условий при переработке нефтей приводят к следующим выводам.

Первое. Подбор средств контроля должен осуществляться после детального анализа специалистами, занимающимися изучением коррозии и ее причин, а не полагаться на рекомендации заводов – поставщиков оборудования, ибо решаемые задачи на предприятии и поставщиков зачастую разные.

Второе. Внедрение систем контроля реального времени не решает проблему оптимизации антикоррозионных мероприятий на НПЗ, ибо влияние человеческого фактора на правильность и своевременность управленческих решений еще значительно сохраняется.

Третье. Система коррозионного мониторинга в реальном времени – это лишь инструмент, при помощи которого можно получить большой экономический и технический эффект, но для достижения этого эффекта необходимо внедрить современный коррозионный менеджмент на предприятии.

Читайте также:  Основные электромонтажные работы оборудование

Именно в Положении о коррозионном менеджменте должны быть четко определены политика и стратегия в области коррозионной защиты и целостности технологического оборудования на предприятии, а также взаимодействие служб и специалистов, прямо или косвенно влияющих своими действиями на коррозионные процессы при эксплуатации.

Четвертое. При работе с высокосернистыми и тяжелыми нефтями в России уже столкнулись с высокими экономическими потерями, вызванными более интенсивным протеканием коррозионных процессов. В связи с этим требуется проведение НИОКР по изучению коррозионных процессов и разработки новых нормативно-методических документов, включающих такие разделы, как применение системы контроля и управления ингибиторной защитой в реальном времени.

Источник

Особенность коррозионной стойкости сварных соединений при проведении экспертизы промышленной безопасности технологического оборудования нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Часть 2

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 21.09.2015 2015-09-21

Статья просмотрена: 357 раз

Библиографическое описание:

Орешкин, А. Ю. Особенность коррозионной стойкости сварных соединений при проведении экспертизы промышленной безопасности технологического оборудования нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Часть 2 / А. Ю. Орешкин, Д. А. Шлячков, А. Б. Юшков. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 19 (99). — С. 161-165. — URL: https://moluch.ru/archive/99/22134/ (дата обращения: 27.06.2021).

В данной работе произведен дальнейший анализ коррозионной стойкости сварных соединений и рассмотрены четвертая и пятая группы сварных соединений подверженных коррозионным разрушениям, которые необходимо учитывать при проведении экспертизы промышленной безопасности технических устройств в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Ключевые слова: промышленная безопасность, экспертиза промышленной безопасности, сварные соединения, разнородные стали, коррозионные разрушения, нефтехимия, нефтепереработка.

In this work, we made further analysis of corrosion resistance of welded joints and is considered the fourth and fifth groups of welded joints susceptible to corrosion damage that must be considered during the examination of industrial safety of technical devices in the chemical, petrochemical and refining industries.

Key words: industrial safety, industrial safety expertise, welded joints, dissimilar steel, corrosion damage, petrochemicals, oil refining.

В первой части [1] были рассмотрено разделение сварных соединений по группам свариваемых сталей и проведен обзор первых трех групп:

1. Сварные соединения малоуглеродистых и низколегированных кремнемарганцовистых сталей (Ст3, Сталь10, Сталь 20, 15К, 16ГС, 09Г2С и т. д.).

2. Сварные соединения теплоустойчивых хромомолибденовых сталей (12МХ, 15Х5М, Х9М и т. д.).

3. Сварные соединения высоколегированных хромистых и хромоникелевых сталей и сплавов более сложного легирования (08Х13, 12Х18Н10Т и т. д.).

В данной работе проведем обзор следующих групп сварных соединений:

4. Сварные соединения двухслойных сталей;

5. Сварные соединения разнородных сталей.

Сварные соединения четвертой группы сталей.

Сварные соединения четвертой группы сталей, обеспечивающие их стойкость против образования трещин в процессе изготовления нефтехимического оборудования и в процессе эксплуатации в агрессивной среде, должны быть выполнены в строго определенной последовательности и по строго определенной технологии.

Необходимость применения двухслойных сталей в конструкциях нефтехимического оборудования обусловлена тем, что для обеспечения требуемой работоспособности в агрессивной среде достаточно применение высоколегированной стали только со стороны агрессивной среды, остальную толщину стенки сосуда или аппарата можно выполнить из обычной конструкционной или котельной стали, которая должна обеспечить только необходимый уровень механических свойств, а при необходимости также требуемую теплоустойчивость и жаропрочность [2].

Коррозионностойкий высолегированный слой соединяется с основным слоем, несущим механические и термические нагрузки, с помощью специальных технологий: сваркой взрывом, автоматической наплавкой высоколегированного слоя ленточным электродом под слоем флюса, горячей прокаткой, скреплением слоев сваркой электрозаклепками и т. д.

Рассмотренная особенность двухслойной стали и определяет особенности его сварки. При этом оптимальная форма разделки кромок для сварки стыка приведена на рис.1. Эта форма подготовки кромок позволяет обеспечивать строго обусловленную последовательность сварки двухслойной стали. Для обеспечения требуемого качества сварных соединений в первую очередь должны свариваться слои шва основного слоя без оплавления плакирующего слоя специальными электродами, предназначенными для этого слоя. Во вторую очередь выполняются слои легированного слоя шва. При этом при сварке двухслойной стали с плакирующим слоем 08Х13 слои 5 и 6 выполняются электродами Э-10Х25Н13Г2, а при сварке двухслойной стали с плакирующим слоем 08Х18Н10Т шов 5, являющийся разделительным слоем, выполняется теми же электродами Э-10Х25Н13Г2, а коррозионностойкий слой 6- электродами, выбираемыми в зависимости от требований к легированному слою шва по стойкости против МКК.

Сложность технологии сварки делает рассматриваемые соединения весьма уязвимыми с точки зрения их работоспособности и соответственно, коррозионной стойкости.

Сварные соединения пятой группы сталей.

Разнородными соединениями называется соединение в одном стыке сталей разных марок (рис. 2).

К разнородным сварным соединениям относятся также соединения двухслойных сталей (рис.3).

К разнородным сварным соединениям относятся также соединения одной марки стали, выполненные электродами другого химического состава (рис.4).

Наиболее часто встречаемыми и наиболее опасными видами коррозионного разрушения разнородных сварных соединений являются коррозионное растрескивание под напряжением, межкристаллитная коррозия и электрохимическая коррозия (рис. 5).

Читайте также:  Нетрадиционное оборудование для физической культуре в детском саду

Коррозионное растрескивание под напряжением и межкристаллитная коррозия наиболее часто встречаются на аустенитной составляющей разнородных сварных соединений (рис. 6).

Основной мерой предупреждения образования коррозионных трещин под напряжением и межкристаллитной коррозии в средах нефтехимпереработки во всей нормативной документации, утвержденной Ростехнадзором, является термическая обработка сварных соединений для снятия остаточных сварочных напряжения. Однако для разнородных сварных соединений во многих случаях это существенно усложняет технологию ремонта и реконструкции, а в некоторых случаях не может обеспечить ожидаемую эксплуатационную надежность сварных соединений. Рассмотрим несколько примеров.

На рис.7, 8 приведено сварное соединение, которое требует термическую обработку — высокий отпуск при 750–760 О С. Для единичных сварных соединений такая операция не вызывает затруднений, однако при реконструкции корпусного оборудования и трубопроводов часто встречается необходимость сварки стыковых и тавровых соединений. В этих условиях операция термической обработки, которая в данных сварных соединениях необходима для снятия остаточных сварочных напряжений и для снижения твердости в околошовной зоне стали 15Х5М, встречает уже серьезные затруднения, т. к. требует больших затрат времени и электроэнергии. Особо большой расход электроэнергии необходим на термическую обработку сварных соединений при варке штуцеров (рис.8). Это обусловлено тем, что термическая обработка в данном случае проводится с нагревом не только сварного соединения в зоне приварки штуцера, но и по всему кольцевому периметру корпуса аппарата на ширине не менее диаметра штуцера плюс 5–6 толщин стенки корпуса.

Выводы и рекомендации:

1. Сварные соединения оборудования опасных производственных объектов своим составом, строением и свойствами определяют повышенную склонность к различным видам коррозионного разрушения металла и во многих случаях определяют эксплуатационную надежность этого оборудования. Эту особенность эксплуатации сварных соединений необходимо учитывать при выполнении работ по экспертизе промышленной безопасности оборудования опасных производственных объектов.

2. Для повышения эффективности экспертных работ до их выполнения необходима организация и проведение специальных занятий с экспертами, на которых должен быть подробно рассмотрен настоящий материал и на его основе намечена конкретная программа обследования оборудования опасных производственных объектов.

1. Орешкин А. Ю., Шлячков Д. А., Юшков А. Б. Особенность коррозионной стойкости сварных соединений при проведении экспертизы промышленной безопасности технологического оборудования нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Часть 1 // «Молодой ученый» 2015 г. № 18 (98).

2. Л. С. Лившиц, А. Н. Хакимов. Металловедение сварки и термическая обработка сварных соединений. М, Машиностроение, 1989.

Источник

Коррозионная стойкость оборудования

Коррозия может служить одной из возможных причин аварий, поломок и разрушений оборудования и коммуникаций.

Коррозионные процессы отличаются большой сложностью, протекают неравномерно в различных металлах и сплавах и зависят от температуры, активности коррозирующего материала, давления среды, наличия влаги, веществ замедляющих (ингибиторы) или ускоряющих (стимуляторы) коррозию.

Коррозия большинства технических металлов и сплавов рассматривается как химический или электрохимический процесс, вызываемый действием среды на металлическую поверхность.

В зависимости от характера разрушения материалов различают следующие основные виды коррозии:

— сплошная коррозия, представляющая собой равномерное разрушение поверхности изделия;

— местная (локальная) коррозия, к которой относятся: точечная или перфорирующая, неравномерная коррозия, полосчатая, язвенная и коррозия пятнами;

— межкристаллическая коррозия, при которой разрушение происходит по границам зерен (кристаллов) металла ослабляя связь между ними;

— избирательная или селективная коррозия, при которой разрушаются только отдельные составляющие или компоненты сплава.

Основным показателем при определении скорости коррозии является коррозионная проницаемость или глубина разрушения металла при равномерной коррозии, выраженная в мм/год.

Расчет коррозионной проницаемости производят по формуле (2.2):

где П – проницаемость, мм/год;

К – потери массы материала при равномерной коррозии, г/(м 2 ×r);

r – плотность металла, г/см 3 ;

8,76 – коэффициент пересчета на 1000 r .

В таблице 2.1 приведены максимально допустимые значения коррозионной проницаемости материалов для изготовления аппаратуры и оборудования, принятые в химической промышленности […].

Если проницаемость превышает указанные величины, а также в случае возникновения неравномерной коррозии необходима специальная защита от действия агрессивной среды.

Ориентировочный срок службы химического оборудования приведены в таблице 2.2.

Для обеспечения необходимой коррозионной стойкости оборудования и коммуникаций подбирают соответствующие характеру технологического процесса материалы:

1) специальные стали: высоколегированные хромом, никелем, молибденом и другими элементами (коррозионностойкие, жаростойкие и жаропрочные).

2) двухслойные стали, у которых основной, воспринимающей механическую нагрузку, служит углеродистая сталь (ст. 3, 16 ГС и др.), а защитный коррозионностойкий слой толщиной 2-3 мм выполняется из специальной стали (ОХ13, Х18Н10Т, Х17Н13М2Т и др.)

Таблица 2.1 — Максимальные допустимые значения коррозионной проницаемости.

№ п/п Оборудование Коррозионная проницаемость, мм/год
1. воздуховоды 0,05
2. любые аппараты и машины 0,1
3. любые аппараты и машины из нелегированных черных металлов 0,2
4. аппараты несложной конструкции (емкости, мерники, отстойники), газоходы 0,3
5. материальные трубопроводы 0,5
6. смешанные детали (мешалки, детали насосов, вентиляторы, крышки аппаратов) 1,5
7. детали из чугуна (мешалки, детали насосов, вентиляторы, крышки аппаратов) 3,0
8. часто сменяемые детали (сифоны и т.п.) 6,0

Таблица 2.2 — Срок службы химического оборудования

Источник