Тема недели: участки различных устройств, подверженные коррозии, и выбор материалов. Выпуск 23, 18.07–24.07.2011
Thread Content
Последнее изменение в этом посте было сделано пользователем lijianhuai 17.07.2011 в 09:40. Еженедельные мероприятия, связанные с обработкой нефти – все приветствуются к активному участию. Также просим предлагать более ценные темы для обсуждения; модераторы будут награждать участников вознаграждением от 5 до 20 единиц «богатства». Лучшие авторы постов получат награду в размере от 10 до 50 единиц богатства или эквивалентное количество очков привлекательности. При ответе на этот вопрос просим не скрывать информацию. По мере ухудшения свойств нефти и повышения содержания серы в сырье коррозия оборудования и трубопроводов становится все более серьезной проблемой. Все пытаются решить эту проблему, меняя материалы и параметры работы оборудования. Однако часто возникают неожиданные аварии, которые заставляют нас действовать в спешке. Мы заменили материал трубопроводов, идущих от стенки колонны до входа в насос — теперь они изготовлены из материала 316L. (Хотя пока у трубопроводов нет пробоин или утечек; они работают уже год. При демонтаже трубопроводов было обнаружено, что внутри них находилось большое количество сульфида железа, который несколько раз воспламенялся. Толщина стенок трубопроводов сократилась на 2,8 мм; также было выведено большое количество ржавчины и смеси сульфида железа. К сожалению, в то время не было сделано фотографий.) Кроме того, у стенки колонны установлены два клапана. Однажды коррозия трубопроводов привела к пожару, из-за чего пришлось приостановить работу. Из-за коррозии входных клапанов насос сломался, и его нельзя было починить. Пришлось принять чрезвычайные меры (в виде приостановки работы). Убытки и уроки, полученные в результате этого, были очень серьезными ； Например, в одной из компаний произошел пожар из-за автономного горения сульфида железа при прекращении процесса гидрирования и использовании высокого давления для охлаждения; в результате было уничтожено большое количество оборудования ； Недавно я обнаружил пробоину в месте вытягивания обогащенной жидкости (есть фотографии) — это было шокирующе, ведь установка работает всего год! ! ! Просим всех специалистов рассказать о степени коррозии их устройств, указав конкретные участки и материалы. Например: название устройства, участки, подверженные коррозии, материал, модель до замены материала, срок эксплуатации до замены материала, модель после замены материала, меры по изменению условий эксплуатации
Последнее изменение в этом посте было сделано пользователем lijianhuai 20 июля 2011 года в 11:32. Название устройства: устройство для снижения давления и температуры. Участки, подверженные коррозии: решетки на верхней части колонны; всего 8 решеток, расположенных сверху вниз. Модель материала до замены: 0Cr18Ni10Ti. Срок службы устройства до замены материала: 2 месяца. Модель материала после замены: 316L. Меры, принятые в связи с изменением условий эксплуатации: до замены материала устройство использовалось для обработки нефти с низким содержанием серы и высокой кислотностью; кислотность нефти составляла около 3, давление на верхней части колонны — 0,03 Мп, температура — 115 градусов. После двух месяцев работы с нефтью с высокой кислотностью возникли проблемы с разделением бензина и дизтоплива; температура на верхней части колонны сильно колебалась. В результате проверки после остановки устройства было обнаружено, что решетки сильно повреждены из-за коррозии; верхние три ряда решеток полностью разрушились； После замены материала установка начала обрабатывать сырую нефть с низким содержанием серы и высокой кислотностью: кислотность нефти составляла около 3,5, давление на вершине колонны — 0,03 Мп, а температура — 115 градусов. После 7 месяцев работы установки была остановлена для проверки; при этом на ребрах перегородок колонны не было обнаружено признаков коррозии.
Название устройства: Установка для задержанной каталитической конверсии. Места, подверженные коррозии: корпус ревербератора в нижней части башни десульфуризации. Модель до замены материала: трубы/корпус – 0Cr18Ni10Ti/20#. Срок службы до замены материала: 17 месяцев. Модель после замены материала: трубы/корпус – 0Cr18Ni10Ti/0Cr18Ni10Ti. Меры, принятые в связи с изменением условий эксплуатации: перед заменой материала при десульфуризации сжиженного газа, получаемого в результате каталитической конверсии, давление на вершине башни составляло 0,06 Мпа, а температура возвращаемого газа в ревербератор – 133 градуса. Через 17 месяцев эксплуатации возникла утечка на соединительном шве у выхода из корпуса ревербератора; затем произошла утечка и на других швах. После демонтажа было обнаружено, что в верхней и средней частях корпуса произошло значительное разрушение стенки, особенно в местах соединений и в области небольших плавающих элементов корпуса； После замены материала корпуса он уже более 4 лет работает без коррозии и утончения стенок
Коррозия в системе постоянного давления является довольно серьезной; материал для конденсаторов, используемых в системах снижения и повышения давления, был заменен на 0Cr18Ni9Ti. За последующие 4 года не было никаких утечек
Добавлю: для защиты материалов из-за рубежа от коррозии, вызванной циклогексановой кислотой, рекомендуется использовать сталь 317. Ее цена в два с лишним раза выше, чем у стали 316L, и в 10 раз выше, чем у обычной углеродистой стали. Внутри страны выбирают 316L
Ещё один пример: Название устройства: каталитическое устройство. Участки, подверженные коррозии: охладитель на вершине фракционировочной колонны. Модель до замены материала: для системы воздушного и водяного охлаждения использовались трубопакеты из стали 10#. Срок службы до замены: более 3 лет; при этом возникали утечки как в системе воздушного, так и водяного охлаждения. Коррозия охладителя на вершине фракционировочной колонны была вызвана действием H2S и H2O. Модель после замены материала: трубопакеты охладителя на вершине колонны изготовлены из материала 0Cr18Ni9; трубопакеты системы воздушного охлаждения покрыты антикоррозийным слоем PVA-C； Меры по изменению условий эксплуатации: перед заменой материалов в установке использовалась смесь высокосернистого воскового нефтяного масла и шлака в соотношении 30%; содержание серы в восковом масле составляло 1%. Давление на верхней части колонны — 0,1 Мп, температура — 123 градуса. Через 3 года работы установки сначала возникли утечки в системе охлаждения воздухом, затем — и в системе охлаждения водой. Для предотвращения коррозии в верхнюю часть колонны добавлялись консерванты, а также аммиак ； После замены материала сырье, используемое для обработки устройства, сохраняет прежние свойства; условия эксплуатации остаются прежними. Вместо ингибиторов коррозии используется только аммиак. Устройство работает уже более 7 лет, и в охладителе на вершине фракционировочной колонны не наблюдается никаких утечек
Название устройства: Гидризация. Участки, подверженные коррозии: охладитель низкотемпературных газов. Модель до замены материала: материал – углеродистая сталь 20#. Срок эксплуатации до замены: более 3 лет; имели место утечки низкотемпературных газов, а также засорения из-за аммонийных солей. Модель после замены материала: замена материала не производилась; усилено введение воды. Меры по изменению условий эксплуатации: усилено введение воды, а также усилен контроль толщины стенок; при обнаружении уменьшения толщины необходимо незамедлительно принять меры.