Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Коррозионные отказы на установках первичной переработки нефти

31.03.2019


Установки первичной переработки нефти являются основой любого НПЗ. Они предназначены для получения базовых дистиллятов и остаточных продуктов, из которых при дальнейшей переработке получают товарные нефтепродукты. Поэтому от работоспособности оборудования этих установок в значительной степени зависит эксплуатация всех последующих производств.

Установки включают основной низкотемпературный (атмосферный) блок для получения светлых фракций, из которых впоследствии вырабатывают моторные топлива (установки AT). Он может быть дополнен вакуумным блоком, предназначенным для получения фракций — сырья для производства масел (установки АВТ). На современных предприятиях в состав установки первичной переработки входит блок ЭЛОУ, предназначенный для освобождения сырой нефти от воды и растворенных минеральных солей (установка ЭЛОУ-АВТ).

На рис. 2.1 принципиальная схема установки ЭЛОУ-АВТ. Сырую нефть из сырьевых резервуаров I направляют в теплообменники, где нагревают до температуры 120—140°С. Далее она поступает в электродегидраторы 2 для освобождения от воды и солей. Затем нефть нагревают в теплообменниках до 220°С и направляют в колонну 3 для отделения фракции легкого бензина (колонна предварительного испарения). Остаток из нижней части колонны 3 нагревают в печи 8 до 330°С и направляют в атмосферную колонну 4, иногда частично — в колонну 3 в качестве горячей струи. Сверху колонны 4 отбирают фракцию тяжелого бензина вместе с водяными парами. Эта смесь проходит аппараты воздушного охлаждения и конденсаторы-холодильники 10 и разделяется на водяную, газовую и жидкую углеводородную фазы в сепараторах 11. Бензиновые фракции, полученные в колоннах 3 и 4, смешивают и отводят в колонну стабилизации 6. Сбоку атмосферной колонны через отпарные колонны отбирают фракции 140—240, 240—300 и 300—350°С. Мазут снизу колонны 4 подают в печь 15, где нагревают до 420°С, и далее — в вакуумную колонну 5, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. ст. На установках ABT процессы получения топливных и масляных дистиллятов порой осуществляются в одном аппарате. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары с верха колонны 5 поступают в барометрический конденсатор 12, не сконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором 13. Боковыми погонами колонны 5 являются масляные фракции, а остатком гудрон.

Коррозионная ситуация на установках AT, ABT и ЭЛОУ-ABT определяется составом поступающего сырья и уровнем антикоррозионных мероприятий.

Сырьевые резервуары предназначены для хранения сырой нефти перед переработкой. Их изготавливают из углеродистых или низколегированных сталей. Рабочей средой аппаратов служит сырая нефть. В процессе ее хранения наблюдается выделение из нефти растворенных в ней газов (H2S и CO2), а также частичный отстой пластовой воды. Вследствие этого при использовании незащищенных аппаратов наиболее интенсивному разрушению подвергаются кровля и верхний пояс резервуаров. Они разрушаются под действием конденсирующейся влаги с растворенными в ней H2S и CO2. Скорость коррозии достигает 1,5 мм/год. Нижний пояс и днище корродируют под действием отстоя. Скорость коррозии этих элементов — до 1 мм/год. Глубина язв после 1—2 лет эксплуатации может составлять 2 мм, после 5—6 лет — 4—5 мм. Средняя часть аппарата, контактирующая с нефтью, разрушается в меньшей степени. Сквозные перфорации могут появляться в резервуаре после 12—15 лет эксплуатации при плановом сроке службы 20 лет.

Электродегидраторы предназначены для отделения от нефти эмульгированной воды с растворенными в ней солями и частичного освобождения нефти от хлорорганических соединений. Эти аппараты эксплуатируются при температуре до 130°С и давлении 0,9—1,6 МПа. Наибольшую опасность для основного материала электродегидраторов — углеродистой стали, представляет отстой — деэмульгированная из нефти пластовая вода с растворенными в ней минеральными солями, а иногда — сероводородом и диоксидом углерода. Активирующее влияние на взаимодействие материала аппарата с его средой оказывает и растворенный в ней кислород. Как на незащищенных электродегидраторах, так и на защищенных в случаях нарушения защитного покрытия из торкрет-бетона наблюдаются значительные разрушения нижней части аппаратов, контактирующей с отстоем. Разрушения носят характер язв и питтингов, развивающихся со скоростью 0,5—10 мм/год. Сварные соединения корродируют особенно активно. Верхняя часть аппарата, контактирующая с нефтяной фазой, корродирует слабее: скорость коррозии, как правило, не превышает 0,045 мм/год. Отдельные язвы могут развиваться со скоростью до 0,2 мм/год.

Емкости, в которые поступает раствор солей из электродегидраторов, изготавливают из углеродистой стали и эксплуатируют при температуре до 120°С. Аппараты подвержены язвенному разрушению, развивающемуся со скоростью 0,3—0,7 мм/год.

Змеевики печей, предназначенных для нагрева сырья атмосферной и вакуумной колонн, страдают главным образом от общей и язвенной коррозии. Температура сырья атмосферной колонны на входе 230—250, на выходе 360°С, вакуумной — на входе 340, на выходе 390—420°С. В случаях переработки сернистых нефтей наблюдается язвенное поражение змеевиков с внутренней стороны. Продукты коррозии черного цвета. Скорость развития поражения — около 0,4 мм/год. Змеевики могут корродировать и со стороны обогревающих газов, в случаях когда последние содержат избыток воздуха. В период остановки рассматриваемых установок змеевики печей подвержены язвенной коррозии под воздействием конденсирующейся из обогревающих газов влаги с растворенными в ней кислыми примесями. Если в качестве топлива в печи используется мазут с повышенным содержанием ванадия, то при температуре 650°С наблюдается быстрое разрушение металла змеевика. При этом продукты коррозии практически не удерживаются на корродирующей поверхности. Повышенная зольность мазута, связанная с защелачиванием сырой нефти, также существенно повышает его коррозионную агрессивность и увеличивает вероятность прогара змеевика. В этих случаях трубы приходится заменять каждые 3—4 года. При нормальной эксплуатации они могут служить 10 и более лет. Для змеевиков печей вакуумной колонны характерно закоксовывание и, как следствие, локальный перегрев и прогар змеевика. В таких случаях трубы могут выходить из строя уже после 1,5 года эксплуатации.

Атмосферные колонны — основные аппараты установок ЭЛОУ-АВТ. Верхняя часть колонны работает при температуре 100—160, нижняя — 300—360°С. Давление в аппарате 0,05—0,1 МПа.

До сих пор не удается разработать защитные мероприятия, которые бы полностью исключали разрушение верхней части атмосферных колонн. Коррозия развивается главным образом в период пуска и остановки аппаратов. Разрушению подвержены верхнее днище, верхние тарелки, шлемовая труба. Особенно интенсивно развивается разрушение при переработке нефтей, богатых хлор- и сероорганическими компонентами. Так, на одном из заводов Кубы, работающем на Ромашкинской нефти, верхние две тарелки атмосферной колонны, выполненные из монель-металла, разрушались после 1 года эксплуатации, несмотря на использование на установке аммиачной обработки верха колонны. Третья и четвертая тарелки работали 1,5—2 года.

В случаях, когда на заводах пытаются обойтись без блока ЭЛОУ, переход с малосернистых хорошо подготовленных к переработке нефтей на средне- и высокосернистое обводненное сырье с высоким содержанием хлоридов может носить катастрофический характер. Когда в конце 1996 г. и в феврале-марте 1997 г. на Краснодарский НПЗ поступала тяжелая нефть с высоким содержанием хлоридов, верхние тарелки атмосферной колонны, выполненные из стали 12Х18Н10Т, в течение нескольких суток полностью выходили из строя. Обследование показало, что всего за несколько дней в указанный период при вынужденных остановках аппарата глубина коррозионных язв на нержавеющей стали достигала 0,5 мм.

Сварные соединения элементов верхней части атмосферной колонны нередко страдают от коррозионного растрескивания.

При переработке нефтей с высоким содержанием нафтеновых кислот некоторые элементы атмосферной колонны, работающие при температуре выше 200°С, подвержены интенсивному коррозионному разрушению в виде глубоких каверн и желобков, лишенных продуктов коррозии. Это часть корпуса в зоне ввода горячей струи, тарелки над питательным вводом, участки, препятствующие однородности потока (термопары, крепеж и др.). В вакуумных колоннах в подобных случаях аналогичен характер разрушения части корпуса и тарелок над вводом мазута.

В случаях использования аппаратов из углеродистых сталей для переработки сернистых и высокосернистых нефтей участки, соприкасающиеся с рабочей средой при температуре выше 260°С (корпуса колонн, тарелки), интенсивно разрушаются с образованием на поверхности широких язв, покрытых продуктами коррозии черного цвета. Это характерно как для атмосферных, так и для вакуумных колонн, змеевиков печей, а также и других аппаратов установки (отпарные колонны вакуумного блока).

Аппараты воздушного охлаждения, конденсаторы-холодильники верхних погонов атмосферной колонны, сепараторы, входящие в линию головного погона атмосферной колонны, емкости орошения эвапораторов, верхняя часть эвапораторов, подвержены тем же видам поражения, что и верхняя часть атмосферной колонны.

Существенные коррозионные проблемы возникают на установках AT, ABT и ЭЛОУ-АВТ в связи с эксплуатацией конденсационно-холодильного оборудования, работающего на оборотной воде. Под ее воздействием разрушению подвергаются в основном трубные пучки холодильников, выполненные из углеродистой стали. Коррозия носит общий и язвенный характер. Ситуация осложняется при появлении солевых отложений. Коррозионные язвы под ними развиваются особенно интенсивно. На корпусах теплообменной аппаратуры, предназначенной для подогрева нефти после электродегидраторов в случаях, когда нефть содержит избыточное количество щелочи и является продуктом межтрубного пространства, встречаются случаи растрескивания сварных соединений. Для охлаждения головного погона атмосферной колонны часто используют теплообменное оборудование с латунными пучками. В случаях, когда охлаждаемый продукт имеет pH > 8,5, последние также страдают от коррозионного растрескивания. Срок службы их в этих случаях порой не превышает 20 сут (6, 8).

Колонны стабилизации редко страдают от коррозии вследствие низкой коррозионной агрессивности рабочей среды.

Таким образом, коррозия оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти является серьезной проблемой, и эксплуатация этого оборудования без специальных защитных мероприятий недопустима.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: