Примеры коррозии и защиты теплообменников — коррозия трубчатых аппаратов межступенчатого охладителя каталитического компрессора тяжелой нефти (E-312) и способы ее устранения

Thread Content

Анализ проблемы коррозии трубчатых аппаратов охладителя межступенчатого компрессора (E-312)
1. Характеристики процесса
Газ с высоким содержанием компонентов, получаемый в раздельнике газа и нефти на вершине фракционировочной колонны при температуре 40–60°C, имеет давление 0,22 МПа. Его расход составляет 700 Нм³/мин, а температура — 40°C. Этот газ поступает через регулирующий клапан на входе в компрессор, где происходит первая стадия сжатия до давления 0,64–0,68 МПа. При этом температура газа составляет примерно 95°C. При поступлении сжатого газа в межступенчатый охладитель для предотвращения образования кристаллов аммония в нем и удаления вредных веществ, таких как H2S, в охладитель подается очищенная вода со скоростью потока 8000 кг/ч. Газ охлаждается до 40°C в газовом охладителе, затем поступает в резервуар для разделения газа и жидкости между ступенями. 2. Режим работы межступенчатого охладителя компрессора. Межступенчатый охладитель компрессора является вспомогательным оборудованием, входящим в состав компрессорного агрегата. Он был спроектирован и изготовлен на заводе «Шэньянские вентиляторы». Его характеристики: DN1200×9397, площадь поверхности обмена теплом – 626 м². Это нестандартный теплообменник; в качестве рабочей среды в трубопроводах используется циркулирующая вода, а в корпусе – сжатый газ, получаемый на первой ступени компрессора. Условия его эксплуатации довольно строгие: рабочей средой является газ, содержащий примерно 1000 ppm H2S; при этом после компрессирования газа часть компонентов превращается из газообразного состояния в жидкое из-за процесса фазового перехода. Это приводит к тому, что трубопроводы межступенчатых охладителей работают в условиях, способствующих коррозии под действием H2S. Во время первой остановки оборудования для технического обслуживания было обнаружено, что трубопроводы межступенчатых охладителей сильно повреждены (после года работы); степень засорения отдельных труб достигла 55%, поэтому их невозможно было использовать дальше. Для ремонта был применен метод замены труб на новые, используя существующие трубные пластины; также была применена трехслойная защитная покрытие для предотвращения коррозии. Во время проверок на герметичность в 2003 и 2005 годах утечек не было обнаружено. В ходе текущего технического обслуживания на поверхности теплообменных труб не было обнаружено значительной коррозии. Изначальный антикоррозионный слой в зоне протяженностью 5 мм рядом с плавающей перегородкой полностью отслоился. Антикоррозионный слой на самом теле теплообменных труб оставался практически неповрежденным; антикоррозионный слой на внутренней стороне труб исчез, а на поверхности перегородки также не было заметно коррозии. Во время тестирования плавающего колпака с использованием циркулирующей воды для технического обслуживания было обнаружено, что местом утечки является место соединения теплообменных труб с трубной пластиной колпака. Это указывает на то, что причиной утечки стала коррозия в тех местах, где за пять лет эксплуатации поврежден защитный слой труб. Перебой в циркуляции охлаждающей воды, произошедший 10-го числа этого месяца, является косвенной причиной. 3. Анализ причин коррозии. Углеродистая сталь подвергается сильной коррозии при использовании в среде, богатой газом. В среде присутствуют H2S, NH3, а также CO2, CN– и нефть и другие вещества; температура работы составляет около 95°C. У углеродистой стали при таких условиях эксплуатации форма коррозии представляет собой электрохимическую коррозию. 3.1 Повреждения поверхности покрытия. Если в качестве материала для трубок охладителя используется углеродистая сталь, срок её службы составляет всего 1 год. Использование трехслойного композитного покрытия для защиты внутренних и внешних стенок трубопакета позволяет сохранять его защитные свойства в течение почти 6 лет. Трехслойный композитный антикоррозионный покрытие представляет собой покрытие из сплава Ni-P толщиной 20–30 микрометров, расположенное непосредственно у поверхности металла. Средний слой и поверхностный слой представляют собой неметаллические полимерные покрытия; разница заключается в том, что средний слой является утолщающим слоем, а внешняя стенка — закрывающим слоем. Функция каждого слоя заключается в следующем: ① Покрытие из сплава Ni-P. Сначала на поверхность металла наносится слой покрытия из сплава Ni-P (который обеспечивает высокую адгезию к металлу). Этот слой имеет высокую пористость, что увеличивает площадь поверхности. Увеличенный металлический покрытие и неметаллические материалы обеспечивают лучшую адгезию. ②Средний слой: это толстый покрытие с наполнителем, основная функция которого — скрывать неровности на металлическом покрытии. ③Закрытый слой — это покрытие без наполнителей, предназначенное в основном для снижения пористости покрытия и повышения его стойкости к коррозии. Основным компонентом этого неметаллического покрытия является высокотемпературный материал на основе эпоксидной смолы, модифицированной силиконами. Судя по использованию в течение 6 лет, этот покрытие действительно хорошее и выполняет ожидаемые функции. Поскольку это покрытие при использовании является новым материалом, у него нет определенного срока службы. Сейчас этот метод защиты прекращен. Поскольку все покрытия находятся в среде, содержащей коррозионные вещества, мелкие молекулы газов и других веществ легко проникают в органическое покрытие, разрушая его первоначальную молекулярную структуру. В результате снижается температура гласирования, что приводит к ухудшению термостойкости покрытия. Поверхностный слой становится мягким, появляются пузыри, слой затвердевает, разрушается и теряет свою функцию. 3.2 Сторона корпуса, насыщенная газами 【1】: Многие сульфиды, содержащиеся в сырой нефти, при каталитическом крахинге превращаются в H2S. В то же время нитриды, имеющиеся в сырой нефти, также попадают в продукты разложения в определенных пропорциях. 1–2% нитридов находятся в виде HCN, что создает условия для коррозии, связанной с наличием HCN, H2S и H2O. Наличие HCN способствует коррозии, вызванной H2S–H2O. Цианий-ионы в щелочной среде раствора H2S–H2O выполняют две функции: цианиды растворяют защитную пленку FeS, образующуюся при разложении сероводорода, тем самым ускоряя коррозию, вызванную H2S. По мере увеличения наличия и концентрации CN усиливается также коррозионное воздействие на оборудование. Во-вторых, он способен удалять ингибиторы коррозии из некоторых растворов, что ещё больше усугубляет процесс коррозии. По мере увеличения концентрации ионов цианида растет чувствительность к равномерной коррозии, коррозии под действием напряжений и локальной коррозии. FeS, образующийся в результате реакции H2S с железом, при pH выше 6 может покрывать поверхность стали, обеспечивая хорошую защиту; скорость коррозии с течением времени снижается. Однако, если в среде присутствует CN−, это способствует растворению FeS с образованием комплексного иона Fe(CN)₄⁶, что ускоряет коррозию. Прерывание циркуляции реагентной воды в установке ускорило коррозию трубчатых пакетов. Можно видеть, что углеродистая сталь подвергается значительной коррозии в среде HCN–H2S–H2O. 3.3 Коррозия внутренней поверхности труб【2】: В большинстве охлаждающих устройств, где вода циркулирует внутри труб, в воде присутствуют ионы кальция и магния, а также бикарбонаты. В результате на поверхности для теплообмена постепенно образуется налет, сопровождающийся выделением ржавчины. Когда охладитель работает, из-за наличия налета эффективность теплообмена существенно снижается. У некоторых отдельных установок уже через менее чем год трубы для теплообмена забивались. Кроме того, из-за наличия накипи легко возникает коррозия под накипью на внутренней поверхности труб, что сокращает срок службы трубопроводной системы. Коррозия металлических поверхностей под действием воды в основном является электрохимической. В коррозионной батарее катодным процессом является восстановление кислорода, а анодным — растворение железа. Следовательно, коррозия металла под налетом ускоряется из-за самокаталитического эффекта, присущего самой процессу электрохимической коррозии. 4. Меры по устранению проблем 4.1 Критерии выбора Для нержавеющих сталей критерием является способность материала сопротивляться точечной коррозии, межкристаллической коррозии и коррозии под действием напряжений. Порядок значимости этого критерия: 1Cr18Ni9Ti → 0Cr18Ni9 (304) → 0Cr18Ni11Ti (321) → 00Cr19Ni10 (304L). Учет комплексной эффективности позволяет считать, что использование материала 0Cr18Ni10Ti (321) является эффективным способом решения этой проблемы. Поскольку низкоуглеродистая нержавеющая сталь 0Cr18Ni10Ti обладает отличной стойкостью к коррозии на границах кристаллов, она способна предотвратить её возникновение. Cr–Ni образует на поверхности стали очень тонкую, плотную оксидную пленку, которая предотвращает дальнейшее окисление или коррозию. Использование нержавеющей стали кромово-никелевого аустенитного класса с низким содержанием углерода, такой как 0Cr18Ni10Ti, позволяет снизить опасность сенсибилизации граней. После применения вышеуказанных мер по защите от коррозии проблема коррозии ууглеродистой стали была в значительной степени решена. Обеспечивается длительная безопасная работа оборудования. Коррозия, вызванная сероводородом, происходит в щелочных растворах; хлорид-ионы в таких условиях не вызывают коррозии. Хлорид-ионы вызывают коррозию в кислой среде, тогда как сероводород — нет. HIC (разрыв, вызванный водородом) в основном происходит в кислых условиях. В щелочной среде хлорид-ионы не вызывают коррозии нержавеющей стали [3]. 4.2 Условия эксплуатации при одинаковых параметрах. При вводе в эксплуатацию в октябре 1992 года трубчатые элементы охладителя компрессора на первом цехе по переработке тяжелого нефтяного топлива были изготовлены из материала 10#. К маю 1994 года заблокировалось 45 таких труб. В период с 1994 по 1995 год возникла внутренняя утечка, в результате чего компрессор пришлось остановить и использовать систему сжигания газа. В 1995 году трубчатые элементы были заменены на элементы из материала 1Cr18Ni9Ti. С момента замены прошло более 12 лет до 2007 года, и ни одна труба не заблокировалась; работа оборудования проходит без проблем. Условия эксплуатации: давление – 0,5 Мпа, температура – 70/30°C; среда, через которую проходит газ, – обогащенный газ и циркулирующая вода ； Размер: DN1200. Кроме того, в большинстве аналогичных установок для каталитической обработки тяжелого нефтяного топлива в стране в качестве материала для трубчатых сеток используется нержавеющая сталь 5. Исходя из вышеизложенного анализа и учитывая реальные условия эксплуатации, можно сказать, что основной причиной коррозии трубчатых сеток является коррозия корпуса под действием газов. Однако коррозия поверхности углеродистой стали под действием циркулирующей воды без использования защитных мер также является серьезной проблемой. 5.1 Согласно вышеизложенному анализу, использование материала 0Cr18Ni10Ti позволяет решить проблему коррозии трубок интеркулерного блока, вызванную избытком газа. 5.2 Клапаны входа и выхода компрессора ремонтируются или заменяются во время технического обслуживания устройства. Рекомендуется заменить первоначальный диафрагмовый клапан входа с пневматическим приводом (DN700) и клапан выхода с пневматическим приводом (DN350) на обычные клапаны с заслонкой, чтобы обеспечить безопасное техническое обслуживание компрессорного агрегата и его вспомогательного оборудования, а также изоляцию системы. Также необходимо поручить отделу проектирования спроектировать установку клапанов и вспомогательных линий на выходе из межступенчатого охладителя для удобства проведения ремонтных работ в режиме онлайн. Перед этим простоем были проведены испытания, и оказалось, что компрессор может безопасно работать при низкой нагрузке, отключив межступенчатые охладители. 5.3 Усилить управление установкой для обеспечения безопасной и стабильной работы трубопроводной сети до прекращения её работы.