Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Коррозионные отказы на установках гидроочистки нефтяного сырья

03.04.2019

В последние годы установки гидроочистки нефтяного сырья стали неотъемлемой частью практически любого предприятия по переработке нефти и газа (газоконденсата). Рост значимости этих установок обусловлен, с одной стороны, ростом объема переработки сернистого и высокосернистого сырья, а с другой — повышением требований к качеству товарных нефтепродуктов, в том числе по содержанию в них серы. Процесс заключается в деструктивной гидрогенизации серо-, азот-, кислород- и галогенсодержащих компонентов углеводородных дистиллятов на катализаторе с последующим удалением продуктов их превращения. Необходимость удаления этих продуктов связана с тем, что они являются активными ядами для катализаторов, а также весьма существенно повышают коррозионную агрессивность рабочей среды установки. Кроме того, гидроочистка сырья установок каталитического крекинга нового поколения позволяет иногда исключить доочистку товарных автобензинов от сернистых соединений, повысить выход бензиновых фракций, исключить выбросы сернистых газов в атмосферу. Гидроочистка дизельного топлива позволяет повысить его качество, в то время как гидроочистка сернистого газоконденсата не только повышает качество, но и существенно понижает коррозионную агрессивность продуктов его переработки.

На рис. 2.5 принципиальная технологическая схема установки гидроочистки тяжелого бензина с установки каталитического крекинга.

Тяжелый бензин поступает с установки каталитического крекинга в емкость 1 при температуре 50°С. Отсюда с помощью насоса он направляется в тройник смешения для образования сырьевой смеси с водородсодержащим газом — ВСГ (60—90% водорода). Эта смесь последовательно проходит ряд теплообменников 2, в которых нагревается примерно до 280°С и поступает в печь 3, гдe нагревается до температуры, при которой затем в реакторе 4 на катализаторе происходит собственно деструктивная гидрогенизация элементорганических соединений (380—420°С). Давление в реакторе около 5,5 МПа. По выходе из реактора газопролуктовая смесь (ГПС) охлаждается последовательно сначала в ряде теплообменников 2, затем в аппарате воздушного охлаждения 5, далее в холодильнике водяного охлаждения 6 до температуры 35°С и поступает в сепаратор высокого давления 7, где разделяется на жидкую и газовую фазы. Жидкая фаза через сепаратор низкого давления 8 направляется в стабилизационную колонну 9, где из нее удаляется наиболее легкая фракция, содержащая продукты превращения элементорганических соединений, и после охлаждения — на хранение и дальнейшее использование. Газовая фаза из сепаратора 7, содержащая ВСГ, сероводород, хлороводород и другие примеси, направляется в абсорбер 10, где при помощи селективных растворителей, например раствора моноэтаноламина, при температуре 35—50°С и давлении порядка 35 атм ее освобождают от кислых компонентов. Насыщенный сероводородом раствор абсорбента направляют на регенерацию, а ВСГ — в сепаратор 11 для отделения от него жидкости. Затем ВСГ проходит дополнительную очистку и снова направляется на смешение с сырьем.

Подавляющее большинство отказов на установках гидроочистки связано с появлением в рабочей среде аппаратов продуктов превращения серо-, азот-, кислород- и галогенсодержащих соединений: сероводорода, хлороводорода, воды и аммиака, а также продуктов взаимодействия этих соединений между собой и с материалом оборудования: хлорида, сульфида и гидросульфида аммония, политионовых кислот, хлорида и сульфида железа. Для высокотемпературного оборудования основную опасность представляет водород, особенно в присутствии сероводорода.

Наибольшее количество отказов в конце 90-х годов прошлого столетия приходилось на аппараты и трубопроводы линии газопродуктовой смеси: сепараторы, теплообменное оборудование, трубопроводы. От коррозии страдали также аппараты и трубопроводы линии головного погона стабилизационной колонны. Крупные аварии, связанные с отказами на этих линиях, произошли на Комсомольском, Ангарском, Ачинском и ряде других НПЗ. Скорость коррозии порой превышала 10 мм/год, а в ряде случаев достигала 2—4 мм в неделю 114). Причину отказов связывают с появлением в среде соляной кислоты, которая в присутствии продукта превращения серосодержащих соединений, сероводорода, становится особенно агрессивной. Сама соляная кислота появляется в результате растворения в конденсирующейся влаге хлороводорода, продукта гидрогенизационной деструкции хлорорганических соединений. Концентрация хлороводорода в ВСГ может достигать 300—1000 мг/м3.

Весьма существенны разрушения вышеперечисленного оборудования под слоем отложений солей, в состав которых входит в основном хлорид аммония, а также, в менее значительном количестве, сульфид аммония, хлорид и сульфид железа. Эти отложения возникают при охлаждении газопродуктовой смеси в теплообменной аппаратуре и трубопроводах при температуре ниже 204°С. При попадании в них влаги соли, входящие в состав отложений, подвергаются гидролизу с образованием HCl, вызывающей под слоем отложений глубокие язвенные поражения.

Резкое повышение скорости коррозии может вызвать раствор гидросульфида аммония, образующийся при совместной конденсации сероводорода, аммиака и влаги. Поражение носит язвенный характер. Скорость поражения углеродистой стали при концентрации раствора выше 35% может превысить 10 мм/год. Механизм действия такой среды обычно связывают с растворением на поверхности стали пленок продуктов коррозии с образованием железоаммиачных комплексов. Это приводит к обнажению металлической поверхности и существенной интенсификации коррозионного процесса.

Влажный сероводород — компонент газопродуктовой среды, может вызвать коррозионное растрескивание и блистеринг материала сепараторов.

Существенные коррозионные поражения наблюдались до последнего времени и при эксплуатации печных змеевиков.

Еще совсем недавно нормативными документами предусматривалось изготовление труб радиантной секции змеевика установок (блоков) гидроочистки из стали 08X18Н10Т, а конвекционной — из сталей 12Х8ВФ, 15Х5МУ, Х9М. В среде змеевика присутствует газ, содержащий до 85%v водорода и до 0,2%v сероводорода. Содержание хлороводорода обычно не превышает 2 мг/м3. При использовании сырья с искусственно введенными хлорорганическими соединениями оно может повышаться до 300 и более мг/м3. Температура стенок змеевика достигает 420—500°С. В этих условиях наибольшую опасность с точки зрения коррозии представляют водород и сероводород, способные при высокой температуре вызывать высокотемпературную водородно-сероводородную коррозию. Последняя проявляется в быстром общем или локальном уменьшении толщины стенки. Поражения развиваются особенно быстро под слоем продуктов коррозии. При остановках печей на ремонт возможен перегрев тонкостенных труб: в отсутствие сырьевого потока стенка трубы нагревается от излучения стенки камеры, причем повышение температуры тонких труб оказывается особенно ощутимым. Образование окалины на поверхности змеевика может быть значительным. Описаны отдельные случаи водородной коррозии металла. Она выражается в появлении на поверхности металла отдулин, заполненных метаном, в снижении механических свойств металла змеевика, а также в появлении меж- и транскристаллитных трещин. Эти случаи, правда, носят единичный характер. Условия эксплуатации: состав технологической среды, возможности перегревов и др., весьма сильно сказываются на работоспособности змеевиков. Так; на Новоуфимском заводе на установках гидроочистки трубы из стали 15Х5М были заменены на трубы из стали 12X18H10T уже после 50 000—60 000 час эксплуатации из-за равномерного коррозионного износа средней части змеевика. При отсутствии коксовых отложений, местных перегревов и нарушений проектных условий эксплуатации змеевики печей гидроочистки и риформинга могут успешно работать в течение двух и даже более проектных сроков службы.

Область рабочих температур змеевика оказывается опасной для аустенитных хромоникелевых сталей: происходят нежелательные превращения в металле змеевика, в результате которых последний приобретает склонность к межристаллитной коррозии, МКК. Поскольку змеевик работает под давлением, развивающаяся MKK приводит к межкристаллитному коррозионному растрескиванию. Эти виды поражения в склонном к ним металле вызывают сернистая и политионовые кислоты, которые появляются в рабочей среде при остановках печи после цикла регенерации катализатора (продувка горячими кислородсодержащими смесями). Кислоты образуются из оксидов серы, конденсирующейся влаги, недоокисленных сульфидов и кислорода. Опасность разрушения тем больше, чем чаще останавливают установку.

Коррозионное разрушение реактора на установках гидроочистки встречается относительно редко. Эти аппараты изготавливают из теплостойких сталей типа 12ХМ либо с футеровкой из торкрет-бетона, либо с плакирующим слоем стали 08Х18Н10Т. До сих пор встречаются реакторы из сталей 09Г2С и 16ГС с торкрет-бетонной футеровкой. В рабочей среде реактора гидроочистки, по сравнению со средой змеевика печи, повышено содержание сероводорода, присутствуют аммиак — за счет разложения азотосодержащих углеводородов, и хлороводород — за счет разложения хлорсодержащих соединений. Для материала реактора в случае разрушения торкрет-бетонной футеровки характерны водородно-сероводородная и водородная виды коррозии. Корпуса и внутренние устройства биметаллических реакторов подвержены MKK и межкристаллитному коррозионному растрескиванию.

В процессе эксплуатации в реакторах гидроочистки происходит накопление кокса и серы, которые периодически выжигают. В продуктах выжига присутствуют оксиды серы и углерода, пары воды. При остановках оборудования в его среде за счет растворения кислотных оксидов в конденсирующейся влаге образуются кислоты, которые могут интенсивно разъедать материал реактора или вызывать МКК.

Несмотря на широкий комплекс антикоррозионных мероприятий для защиты оборудования установок гидроочистки, коррозия продолжает оставаться наиболее серьезной эксплуатационной проблемой этих установок.
Имя:*
E-Mail:
Комментарий: