РТМ 26-02-39-84
Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основных элементов и узлов аппаратов установок подготовки и первичной переработки нефти (ЭЛОУ, АВТ, АТ, ЭЛОУ-АВТ)
Всесоюзный научно-исследовательский и
проектно-конструкторский
институт нефтяного машиностроения
ВНИИНЕФТЕМАШ
РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ
МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ И ВЫБОР
МАТЕРИАЛОВ
ДЛЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ И УЗЛОВ АППАРАТОВ
УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ И ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ (ЭЛОУ, АВТ, AT, ЭЛОУ-АВТ)
РTM 26-02-39-84
РАЗРАБОТАНО ВСЕСОЮЗНЫМ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ И ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИМ ИНСТИТУТОМ НЕФТЯНОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ "ВНИИНЕФТЕМАШ".
Зам. директора института В.Г. Дьяков
Зав. отделом № 31 Б.Ф. Шибряев
Зав. лабораторией 31Л1 М.К. Старостина
С.н.сотр. отдела № 31 Г.А. Юшманова
С.н.сотр. отдела № 31 А.В. Шрейдер
Зав. отделом № 41 А.М. Бубакин
Согласовано:
Зав. отделом № 30 Ю.С. Медведев
Зав. отделом № 32 В.З. Вашин
Зав. отделом № 33 Д.А. Яковлев
"СОГЛАСОВАНО" "УТВЕРЖДАЮ"
Зам. начальника ВПО Главный инженер ВПО
"СОЮЗНЕФТЕОРГСИНТЕЗ" "СОЮЗНЕФТЕХИММАШ"
П. Смирнов М.С. Скудицкий
РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ
Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основного оборудования и трубопроводов установок подготовки и первичной переработки нефти (ЭЛОУ, АВТ, АТ, ЭЛОУ-АВТ) |
РТМ 26-02-39-84 взамен РТМ 26-02-39-77 Срок введения с 01.01.85 г. |
Настоящий РТМ распространяется на печи, электродегидраторы, колонное, емкостное, теплообменное и конденсационно-холодильное оборудование, трубопроводы, арматуру, насосы, предназначенные для установок подготовки и первичной переработки нефти. РТМ служит для выбора материального оформления вновь проектируемого оборудования или замены эксплуатируемого оборудования по мере его износа с соблюдением необходимых мероприятий по защите от коррозии.
Материальное оформление оборудования, выбранное в соответствии с настоящим РТМ, не требует дополнительного согласования и обоснования. Отклонения от РТМ должны согласовываться с ВНИИНЕФТЕМАШем.
1. Коррозионные агенты и вызываемые ими разрушения оборудования установок ЭЛОУ, АВТ, AT, ЭЛОУ-АВТ.
Глубокое обессоливание нефти снижает коррозию и увеличивает сроки бесперебойной работы оборудования АВТ, AT. Однако и при содержании в обессоленной нефти солей (гидролизующихся хлоридов) до 5 мг/л может не наблюдаться резкого снижения образования НСl в технологических средах. Причиной этого является образование НСl в результате термической диссоциации хлорорганических соединений, содержащихся в сырой нефти. Количество НСl, образующегося из хлорорганики, может на порядок и более превышать количество НСl, образующееся при распаде гидролизующихся хлоридов и достигать значительных величин. Содержание хлорорганических соединений в нефти может составлять до 100 мг/л в пересчете на хлор-ионы. Поэтому глубокое обессоливание нефти неэффективно без дополнительных мероприятий по предотвращению образования НСl, выделяющегося при расщеплении хлорорганических соединений нефти.
Заметное выделение Н2S в результате термического распада сернистых соединений начинается при температурах выше 200 °С. Общее содержание серы в нефти не характеризует непосредственно агрессивность технологических сред. Количество Н2S, выделившегося при переработке нефти, не всегда пропорционально общему содержанию серы в сырье, а определяется относительным содержанием различных сероорганических соединений и характеристиками их термостабильности. Ниже приводятся данные о выделении Н2S (мг/л) при нагревании нефтей с различным содержанием общей серы при температуре 350 °С:
покровской угленосной свиты (S общая - 1,15%) - 7000,
покровской башкирского яруса (S общая - 0,50%) - 9500,
дмитровской (S общая - 1,05%) - 160,
михайловской (S общая - 0,61%) - 165,
ишимбаевской (S общая - 3,80%) - 180,
тархановской угленосной свиты (S общая - 3,10%) - 1000.
Содержание Н2S и НСl в технологических средах при переработке определенного типа нефти возрастает по мере нагревания продукта.
Интенсивной коррозии подвергается оборудование во время остановок на ремонт и в пусковой период (при неизбежных и временных изменениях режимных технологических параметров). Объясняется это тем, что в системе конденсируются слабые растворы HCl, коррозионная агрессивность которых усиливается в результате поглощения Н2S из паровой фазы, а химико-технологические мероприятия в данный период отсутствуют.
Скорость коррозии углеродистой стали сильно увеличивается даже при небольших содержаниях НCl и Н2S в водной фазе и может превышать 8 мм/ год при насыщении водной фазы Н2S и концентрации НСl ~ 0,02%.
На практике наблюдалось СКР металла сварных соединений емкостей орошения, трубопроводов линий острого орошения атмосферных колонн при переработке ставропольской и покровской нефтей. Значение рН среды при этом отмечалось ниже 5. В указанных условиях металл незащищенной поверхности емкости орошения атмосферной колонны подвергался расслоению, которое сопровождалось образованием отдулин.
Для ванадийсодержащих зол ускоренная коррозия жаростойких сталей наблюдается при температуре выше 650 °С.
Зольность мазута зависит также от организации процесса защелачивания обессоленной нефти. Избыток содо-щелочного раствора в нефти или нарушение соотношения щелочных реагентов, связанное, например, с увеличением расхода соды, повышает зольность мазута и способствует коррозии под действием топочных газов, прогару, образованию отдулин печных змеевиков.
При рабочей температуре до 550 ° и применении легированных сталей продукты сгорания всех видов топлив практически неагрессивны.
1.3.6. В период останова печей трубы печного змеевика могут подвергаться электрохимической низкотемпературной коррозии. Коррозионные процессы протекают на поверхности нагрева и приводят к образованию сквозных отверстий. Разрушение металла происходит под действием серной и сернистой кислот, образованию которых способствует присутствие влаги и повышенное содержание SO2 и SO3 в дымовых газах.
1.3.7. Щелочному коррозионному растрескиванию подвергаются углеродистые и низколегированные стали при концентрации щелочи (NаОН) в водной фазе выше 10% и температуре выше 50 °С. Этот вид коррозионно-механического разрушения стали становится возможным при наличии в аппаратах застойных зон, в которых происходит повышение концентрации NаОН вследствие упаривания и при наличии в металле растягивающих напряжений. Так, щелочному коррозионному растрескиванию подвергался металл корпусов теплообмеников, преимущественно в зоне сварных соединений, где средой межтрубного пространства был продукт, содержащий свободную щелочь (обессоленная нефть, мазут). Наиболее часто встречается КР участка трубопровода вблизи места ввода щелочного раствора в обессоленную нефть, если раствор NаОН не вводится на расстоянии от стенки трубопровода (т.е. не в середину потока нефти).
Усилению коррозии трубных пучков способствует подача перед теплообменниками промывочной воды, раствора деэмульгатора или содощелочного раствора, особенно при скорости движения нефти по трубному пучку ниже 1,5 м/с. Это вызывает отложение солей на внутренней поверхности теплообменных труб и приводит к коррозии под осадком. Образование отложений сопровождается ухудшением теплопередачи и повышением температуры стенки пучка и в связи с этим усилением коррозии под осадком. Результаты промышленного эксперимента показали, что появление осадка толщиной до 2,0 мм увеличивает рабочую температуру металла труб приблизительно на 50 °С.
Со стороны бензиновой фракции трубные пучки подвергаются общей, язвенной коррозии или коррозии под осадком, состоящим преимущественно из NН4Cl. Скорость коррозии в этой среде зависит от значения рН. Значительное усиление скорости коррозии углеродистой стали (до 1,0 и более мм/год наблюдается при рН ниже 7.)
Латунные трубки конденсаторов подвергаются коррозионному растрескиванию при избыточном введении в систему аммиачного раствора. Разрушение латуни отмечается при рН среды более 8,0 при переработке малосернистых нефтей и при рН более 9,0 при переработке сернистых и высокосернистых нефтей.
1.3.10. Для монель-металла, используемого в качестве плакирующего слоя, основного материала и материала верхних тарелок атмосферной и эвапорационной колонн, представляет опасность избирательная коррозия в условиях конденсации влаги и присутствия НСl, Н2S. Продукты коррозии легко отслаиваются. Эта коррозия может возникнуть при переработке высокосернистых нефтей, содержащих термически нестабильные серорганические соединения, а также при недостаточной эффективности мероприятий по подавлению хлористоводородной коррозии, например, при использовании только раствора соды для защелачивания обессоленной нефти, содержащей помимо минеральных солей еще и хлорорганические соединения. Для монель-металла вредно также введение в колонну аммиачного раствора концентрацией выше 2%.
1.4. Агрессивность технологических сред снижается использованием химико-технологических мероприятий по предотвращению и снижению коррозии.
2. Химико-технологические мероприятия, снижающие коррозию оборудования.
2.1. Надежность и долговечность эксплуатации оборудования установок ЭЛОУ, АВТ, AT, ЭЛОУ-АВТ должна обеспечиваться рациональным подбором конструкционных материалов при условии применения химико-технологических мероприятий, направленных на снижение коррозионной агрессивности технологических сред. При эффективном обессоливании нефти и выполнении антикоррозионных мероприятий срок службы оборудования увеличивается в 2-3 раза.
2.2. Химико-технологические мероприятия применяются на установках любой производительности при всех типах перерабатываемых нефтей. Изменяется лишь дозировка реагентов. В настоящем РТМ отражены общие требования ко всем установкам. Для каждой установки и конкретных условий разрабатывается свой техрегламент в зависимости от свойств нефти. Точная дозировка реагентов должна быть определена непосредственно на заводах на основании результатов опытных пробегов для конкретных условий.*
* При корректировке расхода реагентов и проведении контроля за результатами химико-технологических мероприятий целесообразно руководствоваться инструкциями, разработанными БашНИИ НП и ВНИИКТИНХО, изложенными в "Методических указаниях по применению химико-технологических способов защиты от коррозии оборудования установок первичной переработки нефти", Волгоград, 1980 г.
2.3.2. Запрещением подачи промывочной воды на прием сырьевого насоса (не допускать использования аппаратов в качестве смесителей).
2.3.3. Введением раствора деэмульгатора в нефть после теплообменников с использованием смесителей.
2.3.4. При переработке нефтей с низким порогом термостабильности или содержащих свободный сероводород допускается введение раствора каустической соды (NаОН) перед сырьевыми теплообменниками в количествах, необходимых для нейтрализации водной фазы при соблюдении условий, указанных в п. 2.3.1.
2.6. Остаточное содержание солей в нефти должно быть не более 5 мг/л.
2.7.1. 3ащелачивание частично обессоленной нефти на блоке ЭЛОУ производится следующим образом. После первой ступени обессоливания в нефть, содержащую 10-15 мг/л солей, вводится примерно 1% раствор NаОН. Образующийся NаСl удаляется из аппарата с дренажной водой. Ориентировочно расход щелочи составляет 20-30 г на тонну нефти, имеющей температуру не ниже 120 °С. Смешение раствора щелочи с нефтью осуществляется в электродегидраторах (дегидраторах), имеющих торкрет-бетонное покрытие (штуцера в нижней части аппарата облицовываются сталью 10Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т) и дооборудованных встроенными струйными смесителями (см. приложение 1, черт. 1, 2). На третьей ступени предусматривается водная промывка нефти. При наличии двуступенчатой схемы обессоливания щелочная обработка нефти производится в специальном смесителе-реакторе, обеспечивающем время обработки нефти не менее 50 с., и исключающем расслоение потока с выпадением щелочи. Узел введения раствора щелочи должен обеспечивать ее тонкое распыление в нефти. После процесса щелочной обработки в нефть вводится промывочная вода. Обессоливание нефти (в т.ч. удаление из среды образовавшегося NaCl) происходит на второй ступени обессоливания в электродегидраторах, дооборудованных встроенными струйными смесителями.*
* Для конкретных условий в каждом случае ВНИИНЕФТЕМАШем могут быть разработаны чертежи реактора-смесителя или струйных смесителей, а также специальных смесителей и форсунок для подачи реагентов в технологические среды и выданы рекомендации по переобвязке электродегидраторов.
2.7.2. Щелочная обработка нефти на блоке AT производится введением в обессоленную нефть (после темплобменников) содо-щелочного раствора с соотношением содержания соды и щелочи 3:1. Для нефтей типа ромашкинской, арланской, прикамской, самотлорской, содержащих хлорорганические соединения от 50 до 100 мг/л (в пересчете на хлор), допускается соотношение соды и щелочи равное 2:1 или использование только раствора щелочи.
Во избежание щелочного растрескивания оборудования, ухудшения работы ректификационных колонн и качества мазута, а также перерасхода дефицитной щелочи дозировка реагентов на блоке AT при содержании в обессоленной нефти солей не более 5 мг/л, не должна превышать 0,020 кг/т нефти. Значительное увеличение дозировки щелочных реагентов указывает на отсутствие их эффективного смешения с нефтью. Использование раствора одной соды не приводит к существенному подавлению хлористоводородной коррозии.
2.7.3. Оптимальная дозировка щелочных реагентов определяется по результатам опытных пробегов установки. Необходим такой расход реагентов, при дальнейшем повышении которого не происходит снижения содержания хлор-ионов в дренажной воде емкости орошения атмосферной колонны.
2.7.4. При достаточно полном удалении из нефти продуктов расщепления хлорорганических соединений на блоке ЭЛОУ (что устанавливается на основе сопоставления содержания хлор-ионов в дренажных водах емкости орошения и электродегидратора последней ступени до и после щелочной обработки нефти) можно значительно сократить расход щелочных реагентов на защелачивание обессоленной нефти на блоке AT. При этом аминирование среды обязательно.
2.7.5. 3ащелачиванием нефти на блоке ЭЛОУ достигается: снижение хлористоводородной коррозии на блоке AT; уменьшение содержания хлоридов в продуктах, поступающих на риформинг; сокращение расхода щелочных реагентов в обессоленную нефть в свою очередь улучшает качество мазута, способствует предотвращению прогара печных труб, уменьшению солевых отложений на тарелках ректификационных колонн и улучшению их работы.
2.7.6. При щелочной обработке нефти на блоке обессоливания нейтрализуются нафтеновые кислоты. Образующиеся водорастворимые нафтенаты удаляются из системы с дренажной водой.
2.7.7. Введение содо-щелочного раствора в обессоленную нефть (щелочная обработка нефти на блоке AT) целесообразно проводить при переработке нефтей, практически не содержащих хлорорганических соединений (например, веселовская с содержанием таковых 0,065 мг/л в пересчете на хлор), или если температура нефти на блоке обессоливания ниже 120 °С.
2.9.3. Для удаления солевых отложений на поверхности труб и устранения возможной локальной коррозии под ними рекомендуется предусмотреть возможность водной промывки конденсаторов в период капитального ремонта установки.
2.9.4. Если ректификационные колонны имеют облицовку верхней части монель-металлом, то для защиты оборудования (трубопроводов, емкостей орошения, трубных пучков), выполненного из углеродистой стали, необходимо предусмотреть введение аммиачного раствора только в шлемовую линию и в количестве, необходимом для установления нейтрального значения рН среды.
2.9.5. Для АВО или конденсаторов-холодильников, выполненных из латуни, значения рН дренажных вод емкостей орошения не должно превышать величины, указанной в п. 1.3.9.
2.9.7. Необходимо осуществлять ежедневный контроль (не менее двух раз в смену) за значением рН дренажных вод емкостей орошения (а также сточных вод ЭЛОУ) с помощью рН-метров и фиксировать показания этих приборов в вахтенном журнале. Целесообразно укомплектовать рН-метрами технологические установки, установить приборы на потоках.
2.10. При высокой агрессивности бензиновых погонов (при переработке высокосернистых нефтей) дополнительно используется ингибиторная защита (например, ингибиторы ИКБ-2-2, ТАЛ-3 и др.) в сочетании с нейтрализацией среды (аминирование, защелачивание нефти). Ориентировочный расход ингибитора 3-6 г/т бензина. Максимальный эффект защиты достигается при значении рН среды 6,5-7,5.
2.11. Во избежание загрязнения системы солями жесткости, попадающими в нее с растворами реагентов, рекомендуется для приготовления аммиачного и содо-щелочного растворов использовать химочищенную воду.
Положительные результаты от введения промывочной воды, растворов деэмульгатора, аммиака и щелочных реагентов достигаются только при обеспечении достаточно эффективного их смещения с углеводородной средой. Рекомендуемая схема ввода в поток воды и растворов реагентов представлена в приложении 2.
При использовании предлагаемой схемы вместо инжектора для узла ввода воды в нефть гидравлическое сопротивление в системе снижается на 0,1-0,15 МПа при одинаковой достигаемой глубине обессоливания, а при вводе реагентов создается возможность снизить их расход (при достижении одинаковой эффективности защиты от коррозии, накипеобразования, выпадения осадков и др.)
2.13.2. Увеличению сроков бесперебойной эксплуатации конденсационно-холодильного оборудования способствует переход на аппараты воздушного охлаждения.
2.16. В целях предотвращения сернокислотной коррозии труб печного змеевика конвекционной части необходимо при остановке на ремонт увеличить время, предусмотренное техрегламентом (более 15 мин.), для пропускания пара и продувки инертным газом до полного уноса сернистых соединений.
2.17.1. Введение раствора аммиака в линию орошения производится одновременно с началом острого орошения колонны. Защелачивание нефти осуществляется при достижении ею температуры 100 °С и в соответствии с п. 2.7.
Подача раствора аммиака в колонну прекращается с выходами на режимные параметры. Дальнейший процесс аминирования среды производится в соответствии с п. 2.9.1 или 2.9.2.
2.17.2. Значение рН стоков ЭЛОУ и дренажных вод емкостей орошения ректификационных колонн в указанные периоды также не должно быть ниже 7,0.
2.17.3. В течение времени первоначального пуска установки целесообразно обкатку, холодную циркуляцию и разогрев производить на дизтопливе или обессоленной нефти.
2.18. Контроль за выполнением химико-технологических мероприятий осуществляется службой коррозии завода и сотрудниками химических лабораторий.
3. Материалы
3.1. Выбор марки и категории углеродистой стали для изготовления аппаратов, а также для основного слоя двухслойной стали с плакирующим слоем из стали 08Х13 производится с учетом рабочего давления, температуры стенки (минимальная отрицательная и максимальная расчетная) аппарата и технологических свойств материала согласно ОСТ 26-291-79 "Сосуды и аппараты стальные сварные. Технические требования".
3.3. По стойкости к общей коррозии в технологических средах первичной переработки нефти стали 16ГС и 09Г2С практически не отличаются от углеродистых сталей; как и углеродистые стали, они могут подвергаться наводороживанию и коррозионному растрескиванию в условиях, указанных в п. 1.3.2. и 1.3.7. При применении углеродистых и низколегированных сталей в подобных условиях должны быть предусмотрены мероприятия по защите от коррозионного растрескивания.
3.4. Сосуды, аппараты и их элементы из углеродистых и низколегированных сталей, изготовленные методом штамповки или вальцовки (обечаек) и сварки согласно ОСТ 26-291-79, подлежат термической обработке, если они эксплуатируются в средах, вызывающих КР.
Если конструкция аппарата препятствует проведению отпуска, следует переходить на материалы, стойкие к КР; особое внимание необходимо уделить использованию химико-технологических мероприятий, способствующих предотвращению КР конструктивных элементов. Целесообразно также использовать пути возможного снижения расчетных напряжений.
3.5. Давление среды влияет на выбор материала при изготовлении аппаратов и назначение снимающей напряжение термической обработки в случаях, указанных в п. 1.3.2., 1.3.7. и 3.2.
3.6. Наводороживание стали снижается при переходе от кислых к нейтральным и щелочным сероводородным растворам. Поэтому поддержание рН дренажных вод емкостей орошения на уровне 8,0-8,5 (что особенно важно при отсутствии защитного покрытия аппарата) снижает проникновение водорода в металл.
Для защиты оборудования от водородного расслоения в сероводородных средах рекомендуется также нанесение на рабочую поверхность аппаратов защитных покрытий, уменьшение в среде содержания H2S (п.2.8.), применение сталей, стойких к КР. Предотвращается и ослабляется СКР снижением внутренних напряжений путем проведения термической обработки аппаратов, а также нейтрализацией среды.
3.8. Предотвращению щелочного коррозионного растрескивания металла способствуют ограничения концентрации щелочи и температуры среды (см. п.1.3.7.), а также термообработка аппарата для снятия остаточных напряжений в металле, конструктивное решение, устраняющее образование застойных зон, введение щелочных реагентов после теплообменников нагрева обессоленной нефти, применение коррозионно-стойких материалов (08Х13 и 08Х18Н10Т до 200 °С; 08Х22Н6Т не выше 250 °С).
3.9. Оборудование из углеродистой стали подвергается заметной высокотемпературной коррозии в сероводородсодержащих безводных средах при температурах выше 260 °С и содержании H2S выше 0,005%. Для защиты оборудования от высокотемпературной газовой коррозии применяются стали марок 15Х5М, Х9М, 12Х8ВФ, 15Х5, Х8, 08Х13.
3.10. Двухслойную сталь с плакировкой 08Х13 нельзя заменять двухслойной сталью с плакировкой 08Х18Н10Т, т.к. в пусковой период, во время остановок на ремонт, при пропаривании создаются условия для хлоридного КР хромоникелевой стали.
Нержавеющие стали типа 08Х18Н10Т в технологических средах АВТ, AT могут превосходить углеродистые стали по стойкости к общей коррозии, однако, подверженность их питтингу и КP строго ограничивает их применение. Так, трубные пучки конденсаторов-холодильников из стали 08Х18Н10Т подвергаются КР преимущественно в местах развальцовки.
Аустенитные стали типа Х18Н10Т подвергаются хлоридному КР при наличии в металле остаточных напряжений, содержании в водной фазе кислорода и хлоридов и температурах выше 70 °С.
При температурах ниже 70 °С КР наблюдается тогда, когда в хлоридсодержащих средах имеется примесь H2S. Для аустенитных сталей особенно опасен пар, содержащий кислород и хлориды. КР аустенитных сталей (и аустенитных сварных швов) наступает в конденсирующемся паре, полученном из воды, содержащей хлориды и кислород более, чем по 0,5 мг/л.
При выполнении химико-технологических мероприятий (п.2) стойкость к общей коррозии углеродистой стали в средах подготовки и переработки нефти приближается к таковой для аустенитной стали типа Х18Н10Т.
Контакт аустенитной и углеродистой стали при наличии электролита является распространенной причиной локальных коррозионных разрушений.
4. Требования к сварным соединениям
4.1. Свойства и качество сварных соединений, методы и объем их контроля для аппаратуры установок ЭЛОУ, АВТ, AT должны соответствовать требованиям ОСТ 26-291-79.
4.2. Змеевики печей и трубопроводы на машиностроительных заводах должны выполняться в соответствии с требованиями ОСТ 26-291-79 и технической документацией, утвержденной в установленном порядке.
4.3. Сварка печных змеевиков и трубопроводов трансферных линий из стали 15Х5М, Х9М, 12Х8ВФ, 15Х5, Х8 должна производиться перлитными электродами.
4.3.1. При ремонтных работах допускается сварку кольцевых и угловых стыков технологических трубопроводов, печных змеевиков из вышеуказанных сталей производить электродами аустенитного класса в соответствии с "Технологической инструкцией по сварке трубопроводов и печных змеевиков из теплоустойчивых сталей без термической обработки сварных соединений при изготовлении, монтаже и ремонте нефтеперерабатывающих и нефтехимических установок", (Волгоград, 1981 г.).
4.4. Сварку остальных трубопроводов из сталей 15Х5М, Х9М, 12Х8ВФ, 15Х5, Х8, транспортирующих горячую неэлектролитическую сероводородсодержащую среду, разрешается наряду с перлитным вариантом выполнять аустенитными электродами.
4.5. При сварке аустенитными электродами должна быть исключена возможность конденсации воды в период пуска в работу и остановки трубопроводов, а качество пара, предназначенного для пропарки, должно соответствовать указанному в п. 3.11.
4.6. Для оборудования, работающего в условиях конденсации водной фазы и возможного коррозионного растрескивания, применение аустенитных электродов недопустимо.
4.6.1. Аустенитный вариант сварки сталей не допускается для соединений трубных элементов на следующих линиях: головных погонов эвапоратора, атмосферной и стабилизационной колонн, включающих трубопроводы от верха колонн до конденсаторов-холодильников, от последних до емкостей орошения, от емкостей орошения ректификационных колонн до стабилизационной колонны, а также на трубопроводах линий орошения всех указанных колонн, дренажной воды и газов из емкостей орошения этих колонн, на линиях подщелоченной обессоленной нефти от места ввода щелочи до эвапоратора.
5. Материальное оформление оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти.
5.1. Настоящее материальное оформление разработано для установок ЭЛОУ, АВТ, AT, ЭЛОУ-АВТ, перерабатывающих малосернистые (до 0,5% общей серы), сернистые (до 1,9% общей серы) и высокосернистые (выше 1,9% общей серы) нефти.
5.2. При разработке материального оформления и антикоррозионных мероприятий учитываются технически и экономически обоснованные сроки службы оборудования.
5.2.1. Срок службы оборудования из углеродистой стали: трубных пучков и трубных решеток в теплообменниках, арматуры, насосов (работают в условиях отсутствия в среде воды), трубопроводов, транспортирующих нефть и боковые погоны ректификационных колонн не менее 10 лет; трубопроводов стоков ЭЛОУ, насосов (работающих в условиях протекания низкотемпературной электрохимической коррозии) дренажных трубопроводов в обвязке емкостей орошения ректификационных колонн и барометрической емкости - не менее 6 лет.
5.2.2. Срок эксплуатации трубопроводов и печных змеевиков из легированных сталей, трубных пучков и трубных решеток из цветных сплавов и легированных сталей должен быть не менее 10 лет; съемных элементов тарелок ректификационных колонн из стали 08Х13 - не менее 4 лет.
5.2.3. Для колонн и кожухов теплообменников, емкостного оборудования, трубопроводов, транспортирующих готовые продукты, срок службы должен составлять не менее 15-20 лет.
5.2.4. Срок службы трубного пучка конденсаторов - холодильников (в особенности для изготовленного из углеродистой стали) зависит преимущественно от качества оборотной воды и в сопоставлении со (скоростью коррозии) сроком службы других материалов указывается в табл.3.
5.2.5. Выход из строя качественно выполненного оборудования указывает на нарушения технологического режима работы установки или на несоблюдение правил проведения химико-технологических мероприятий.
5.3. Допускаемыми максимальными скоростями коррозии металла оборудования при относительно равномерном характере разъедания являются 0,3 мм/год для толстостенных аппаратов и 0,05 мм/год для теплообменных труб.
5.4. Нормативные сроки службы оборудования обеспечиваются проведением антикоррозионных химико-технологических мероприятий, а также применением защитных покрытий, прибавкой на коррозию, использованием коррозионностойких материалов, выбираемых для конкретных условий.
5.5. Прибавка на коррозию (в таблицах "с") указывается с учетом возможного коррозионного и эрозионного износа. Уменьшение ее величины, указанной в РТМ 26-02-39-84, недопустимо.
5.6. Величины скорости коррозии металлических материалов (в таблицах "к", мм/год) приводятся с учетом выполнения химико-технологических мероприятий.
Колонны (предварительного испарения нефти, атмосферные, вакуумные, отпарные) для сернистых и высокосернистых нефтей имеют следующее материальное оформление. В зоне температур ниже 260 °С выполняются из углеродистых (низколегированных) марок сталей. Прибавка на коррозию указана в табл. 2. Съемные элементы тарелок выполняются из стали 08Х13. Часть корпуса, нижнее днище в зоне температур выше 260 °С выполняются из биметалла: углеродистая сталь + 08Х13. Тарелки - 08Х13.
Штуцера, муфты для приборов диаметром 100 мм и меньше выполняются из углеродистой стали для корпуса колонны (части корпуса), выполненного из углеродистой или низколегированной стали. Исполнение из аустенитной стали типа XI8Н10T применяется для корпуса (части корпуса), выполненного из биметалла с плакирующим слоем из стали 08Х13, а также допускается для колонн из углеродистой стали при переработке сернистых и малосернистых нефтей при соблюдении условий, указанных в п. 2.17. Материальное оформление штуцеров большого диаметра соответствует материальному оформлению колонны.
Для снижения электрохимической коррозии, протекающей в условиях конденсации влаги и, следовательно, для уменьшения образования продуктов коррозии, забивающих рабочие зоны тарелок, карманы и приводящих к ухудшению работы колонны, целесообразно поддерживать температуру верха ректификационных колонн не менее, чем на 5 °С выше точки "росы".
5.8.1. Контроль качества бетонной футеровки производится визуальным осмотром и методом простукивания футеровки молотком массой 250 г через каждые 200-250 мм. Звук при простукивании должен быть однотонным металлическим. При отсутствии дефектов: трещин, расслоений, участков, издающих при отстукивании глухие "бухтящие" звуки, снятие футеровки для определения состояния металла аппарата недопустимо (Инструкция по антикоррозионной защите резервуаров, электродегидраторов и др. оборудования цементным торкрет-покрытием № И-35, Москва 1979 г.).
При пропаривании аппаратов во избежании отслаивания покрытия температура пара не должна превышать 110 °С (используется дросселированный пар, т.е. идущий для отопления и пропущенный через РОУ давлением 0,12 МПа).
Нанесение эпоксидного покрытия может производиться представителями треста "Монтажхимзащита" на площадках НПЗ.
5.9.2. Эксплуатация емкостей орошения ректификационных колонн без покрытия допускается при переработке сернистых и малосернистых нефтей при соблюдении условий, указанных в п. 2.9.6. Недопустимо применение аппаратов без защитного покрытия, предназначенных для установок, перерабатывающих высокосернистые нефти.
5.12. Теплообменники нагрева нефти и нефтепродуктов - материальное исполнение принимается по ГОСТ 14246-79.
1) для нагрева нефти и нефтепродуктов, если температура среды трубного пространства и греющего продукта ниже 260 °С независимо от содержания Н2S;
2) для нагрева нефти b нефтепродуктов при отсутствии в средах Н2S или содержании его менее 0,01%.
1) при температуре среды трубного пространства выше 260 °С и содержании Н2S - 0,01% и выше. Условия работы корпуса соответствуют условиям, допустимым для использования углеродистой стали и указанным в п. 5.12.1.
5.12.3. Исполнение Б1: трубы - сталь 08Х13; трубная решетка - сталь I2Х13; кожух и распределительная камера - двухслойная сталь 16ГС + 08Х13 (Вст3сп5 + 08Х13) принимаются при температуре среды межтрубного пространства более 260 °С и содержании Н2S - 0,01% и выше.
5.13.1. Материальное исполнение MI: трубы - сталь 10, 20; трубная решетка - сталь 16ГС; кожух - Вст3сп5 или 16ГС; распределительная камера - Вст3сп4 - принимается:
1) при переработке малосернистых нефтей для охлаждения нефтепродуктов;
2) при переработке сернистых и высокосернистых нефтей для охлаждения керосина, дизтоплива, вакуумных дистиллатов;
3) независимо от типа перерабатываемой нефти для доохлаждения (в доохладителях после АВО) бензина, керосина, дизтоплива;
4) допускается при переработке сернистых нефтей для охлаждения верхних погонов колонны предварительного испарения нефти (эвапоратора) , атмосферной колонны при поддержании значения рН среды трубного пространства на уровне 8,0-8,5 и использовании процессов ингибирования оборотной воды;
5) при охлаждении продуктов оборотной водой (в особенности при значении рН = 7 и ниже) необходимо предусмотреть ингибирование среды.
5.13.2. Исполнение М3: трубный пучок из латуни; трубная решетка - сталь 16ГС с наплавкой латуни; корпус - углеродистая сталь - принимается:
1) при охлаждении нефтепродуктов морской водой;
2) при охлаждении высокоминерализованных стоков ЭЛОУ;
3) при переработке высокосернистых нефтей для охлаждения верхних погонов атмосферной колонны, эвапоратора, смеси водяных паров с газами разложения вакуумной колонны;
4) при переработке сернистых нефтей и при температуре стенок труб 130 °С и выше для охлаждения верхних погонов атмосферной колонны, эвапоратора.
5.13.3. Исполнение М12: трубы - сталь 08Х22Н6Т; трубная решетка - сталь 16ГС; корпус - углеродистая сталь - принимается:
1) при переработке сернистых нефтей, если температура стенок труб ниже 130 °С, для охлаждения верхних погонов атмосферной колонны и эвапоратора, смеси водяных паров с газами разложения вакуумной колонны;
2) независимо от типа перерабатываемой нефти при температуре стенок труб ниже 130 °С и отсутствии процесса ингибирования оборотной воды для охлаждения верхних погонов вышеуказанных аппаратов.
5.14. В случае применения теплообменников "труба в трубе" материальное оформление принимается в соответствии с ОСТ 26-02-2033-80:
1) Исполнение MI - аппараты из углеродистой стали применяются для условий, указанных в п. 5.12.1.;
2) Исполнение Мб - теплообменные трубы из стали 08Х22Н6Т - применяются для условий, указанных в п. 5.12.2.
5.15. Аппараты воздушного охлаждения - материальное оформление принимается по ОСТ 26-02-1309-75 (табл. 3).
5.15.1. Исполнение Б1 (внутренние трубы из углеродистой стали) принимается:
1) при переработке малосернистых нефтей для охлаждения нефтепродуктов;
2) при переработке сернистых нефтей для охлаждения верхних погонов колонны предварительного испарения нефти, атмосферной колонны при соблюдении условий, указанных в п. 2.9.6;
3) независимо от типа перерабатываемой нефти для охлаждения керосина, дизтоплива, мазута, вакуумных дистиллатов, отгонов стабилизационной колонны, отгонов колонны вторичной перегонки бензина.
5.15.2. Коррозионностойкие материалы: латунь, 08Х22Н6Т применяются для труб конденсационно-холодильного оборудования (табл. 3) для охлаждения агрессивных сред в том случае, когда их агрессивность не может быть значительно снижена путем химико-технологических мероприятий.
5.15.3. Исполнение Б5: внутренние трубы из латуни ЛАНШ 77-2-0,05; трубная решетка - сталь 16ГС или 09Г2С с наплавкой латуни (Л062-1, Л-63, Л-68); крышка - сталь 20Л-П (или 25Л-П, 20ХН3Л, 20ЮЧ) с металлизированием внутренней поверхности латунью и последующим покрытием бакелитовым лаком по инструкции завода изготовителя - принимается:
1) при переработке высокосернистых нефтей: сернистых если температура стенок труб 130 °С и выше - для охлаждения верхних погонов атмосферной колонны, эвапоратора, вакуумной колонны (газы разложения).
5.15.4. Исполнение Б3.1: внутренние трубы из стали 08Х22Н6Т; трубная решетка - сталь 08Х22Н6Т; крышка - сталь 20Л-П (или 25Л-П, 20ХН3Л, 20ЮЧ) - принимается:
1) при переработке сернистых нефтей (температура стенки внутренних труб ниже 130 °С) для охлаждения верхних погонов атмосферной колонны, колонны предварительного испарения нефти, верхних погонов вакуумной колонны (среда - газы разложения).
1) при переработке высокосернистых и сернистых нефтей: 15Х5М, 15Х5ВФ, 12Х8ВФ, Х9М с прибавкой на коррозию не менее 4 мм;
2) при переработке малосернистых нефтей или нефтей с высоким порогом термостабильности сераорганических соединений: 15Х5ВФ, 12Х8ВФ, 15Х5 (при температуре стенки не более 425 °С) с прибавкой на коррозию не менее 2 мм.
Допускается при отсутствии труб требуемого сортамента по согласованию с заказчиком применение стали 20 (при температуре стенки не более 400 °С) с прибавкой на коррозию не менее 4 мм;
3) для пароперегревателей применяются стали 15Х5, 15ХМ.
5.16.2. Решетки (и подвески) для всех печей, работающих в среде дымовых газов, рекомендуется выполнять из сталей 30Х23Н7СЛ или 25Х23Н7СЛ. Решетки футеруются жаростойким бетоном на заводе-изготовителе.
5.17. Трубопроводы и компенсаторы.
5.17.1. Материальное исполнение горячих трубопроводов определяется в зависимости от типа перерабатываемых нефтей и корректируется с учетом содержания в среде Н2S и температуры.
5.17.2. Для всех трубопроводов величина прибавки на коррозию на отводах должна превышать более, чем на 2 мм таковую для остальных участков.
5.18. Горячие трубопроводы с температурой транспортируемой среды выше 260 °С при переработке малосернистых нефтей, не содержащих свободного Н2S или термонестабильных сераорганических соединений, выполняются из углеродистой стали:
1) трансферные линии (из печи П-1 в колонну предварительного испарения нефти; из печи П-2 в атмосферную колонну; из печи П-3 в вакуумную колонну, а также линии отбензиненной нефти из К-1) с прибавкой на коррозию 4 мм;
2) линии остальных горячих трубопроводов - с прибавкой на коррозию 2 мм.
5.19. При переработке сернистых нефтей трансферные линии (из печи П-1 в эвапоратор и из печи П-2 в атмосферную колонну), линия отбензиненной нефти из эвапоратора выполняются из сталей 15Х5, Х8 с прибавкой на коррозию 2 мм; трансферные линии из П-3 в вакуумную колонну - из вышеуказанных сталей с прибавкой на коррозию 3 мм.
Допускается при отсутствии труб из 15Х5, Х8 требуемого сортамента выполнение трансферных линий, линий перетока из К-1 по согласованию с заказчиком из углеродистой стали с прибавкой на коррозию 4 мм. При температуре среды выше 400 °С рекомендуется применение хромистых сталей.
Остальные горячие трубопроводы выполняются из углеродистых сталей с прибавкой на коррозию 2 мм.
5.20. При переработке высокосернистых нефтей (а также нефтей с низким порогом термостабильности сераорганических соединений) трансферные линии из печей в эвапоратор и атмосферную колонну, линии перетока отбензиненной нефти из эвапоратора в атмосферную колонну выполняются из сталей 15Х5, Х8 с прибавкой на коррозию 3 мм; для трансфертах линий в вакуумную колонну с = 4 мм. Сталь 15Х5М применяется только в случае отсутствия труб требуемого сортамента из сталей 15Х5, Х8.
5.20.1. Остальные горячие трубопроводы выполняются из сталей 15Х5, Х8 (при отсутствии требуемого сортамента применяется сталь 15Х5М) с прибавкой на коррозию 2 мм.
5.21. Допускается применение углеродистой стали для горячих трубопроводов при переработке высокосернистых и сернистых нефтей при содержании сероводорода до 0,1% и температурах до 300 °С.
Прибавка на коррозию 3 мм.
5.22. При отсутствии цельнотянутых и сварных труб большого диаметра (500 мм и выше) из сталей 15Х5М, 15Х5, Х8 горячие трубопроводы выполняются из углеродистых марок сталей с прибавкой на коррозию 4 мм к расчетной толщине стенок.
5.23. Трубопроводы стоков ЭЛОУ могут быть выполнены:
1) из углеродистой стали с прибавкой на коррозию 4 мм (при соблюдении условий, указанных в п. 2.4.1);
2) из стали 08Х22Н6Т (для трубопроводов диаметром не более 108 мм).
5.23.1. Срок службы трубопроводов сточных вод ЭЛОУ, дренажных вод емкостей орошения ректификационных колонн (диаметром до 90 мм включительно и с давлением до 0,6 МПа включительно) может быть значительно увеличен в случае применения труб стальных эмалированных по ТУ 27-03-1939-74. Запорные вентили и клапаны эмалированные к указанным трубопроводам должны быть приняты по каталогу-справочнику "Эмалированная аппаратура" (Москва, 1974 г.)
5.24. Для трубопроводов дренажных линий емкостей орошения, транспортирующих сточные воды (содержащие сероводород, хлориды, следы углеводородов), возможно применение стальных труб, футерованных полиэтиленом по ТУ 14-3-523-76 при:
1) температуре среды до 70 °С и давлении до 1,6 МПа;
2) температуре среды до 80 °С и давлении до 1,0 МПа;
3) температуре среды до 90 °С и давлении до 0,6 МПа.
При прокладке вышеуказанных трубопроводов на открытом воздухе без теплоизоляции (при наличии минусовых температур) перепад температур (между температурой воздуха и температурой среды) не должен превышать 40 °С. Паровые рубашки и паровые спутники на трубы стальные, футерованные полиэтиленом, не устанавливаются.
5.24.1. Трубопроводы: дренажные линии емкостей орошения, линии общего коллектора от конденсаторов-холодильников к емкостям орошения ректификационных колонн - выполняются из углеродистой стали с прибавкой на коррозию 4 мм. (При соблюдении условий, указанных в п. 2.9.6.).
5.24.2. При переработке высокосернистых и сернистых нефтей в зависимости от диаметра трубопровода (не более 108 мм) допускается применение стали 08Х22Н6Т для трубопроводов - линий общего коллектора от конденсаторов-холодильников (или АВО) к емкости орошения атмосферной колонны и транспортирующих бензин, содержащий влагу, Н2S, хлориды.
5.25. Шлемовые линии (передаточные трубопроводы от эвапоратора, атмосферной колонны к конденсаторам-холодильникам отгона, а также трубопроводы обвязки верха вакуумной колонны (среда - сконденсированные газы разложения) должны выполняться из углеродистой стали с прибавкой на коррозию 4 мм.
5.26. Трубопроводы, транспортирующие бензин из емкости орошения атмосферной колонны в отстойник защелачивания бензина выполняются из углеродистой стали с прибавкой на коррозию не менее 3 мм.
5.27. Трубопроводы, транспортирующие гудрон и мазут (не трансферные линии) при температуре среды выше 300 °С выполняются из углеродистой стали с прибавкой на коррозию не менее 4 мм.
5.28. Трубопроводы на линиях передачи растворов ингибиторов, деэмульгаторов, пара, теплофикационной воды, содо-щелочных растворов, раствора аммиака и готовых охлажденных нефтепродуктов должны выполняться из углеродистой стали с прибавкой на коррозию 1 мм.
5.29. Остальные трубопроводы выполняются из углеродистых марок стали с прибавкой на коррозию 2 мм.
5.30. В случае необходимости применения на установках сервисной переработки нефти компенсаторов последние применяются из углеродистой стали. Применение компенсаторов из стали типа Х18Н10Т недопустимо.
5.31. Трубопроводная арматура - материальное оформление принимается по ОСТ 26-07-402-79 "Отливки стальные для трубопроводной арматуры и приводных устройств к ней. Общие технические требования" (с учетом изменений № 2, 1983г.) в соответствии с материальным исполнением трубопроводов, а именно:
1) для трубопроводов из углеродистых марок сталей корпуса задвижек применяются из сталей 15Л, 20Л, 25Л, 35Л. Уплотнительные поверхности колец, клиньев, задвижек наплавляются хромистой сталью 2Х13 или 3Х13;
2) для трубопроводов из сталей 15Х5М, 15Х5, Х8 корпуса и крышки задвижек, корпуса предохранительных и обратных клапанов должны изготовляться из сталей марок 20ХМЛ, 20ХЛ, 20ГМЛ; допускается применение из сталей 12ХЮ9ТЛ, 12ХЮ10ТЛ, 12Х18Н9Л, 05Х18АН5ФЛ.
5.31.1. Детали трубопроводов (например, тройники, отводы, переходы) для трубопроводов из сталей 15Х5М, 15Х5, Х8, Х9М, 12Х8ВФ, углеродистой стали должны соответствовать материалу трубопровода и изготавливаться из труб, поковок, а также могут быть штампосварными.
5.32. Насосы - материальное исполнение принимается в соответствии с ГОСТ 23447-79Е.
5.32.1. Насосы, исполнение "С" - детали проточной части выполняются из углеродистой стали и предназначены для работы:
1) в средах переработки нефти, не содержащей фазовой воды, при температурах ниже 260 °С независимо от содержания Н2S;
2) в средах переработки нефти при температурах 260-400 °С и отсутствии Н2S, а также при температурах среды до 300 °С и содержании Н2S до 0,01%.
5.32.2. Насосы, исполнение "Х" (хромистые стали) должны применяться при содержании в среде Н2S - 0,01-0,05% и температурах от 260 до 400 °С.
5.32.3. Насосы, исполнение "Н" (хромоникелевые стали), должны применяться для перекачивания нефтепродуктов в зоне температур 260-400 °С при содержании в среде Н2S - 0,05% и более (преимущественно при переработке высокосернистых нефтей).
5.33. Пароэжекторные вакуум-насосы при переработке малосернистых, сернистых и высокосернистых нефтей применяются из углеродистой стали с защитной облицовкой сталью типа Х18Н10Т.
5.34. В настоящем РTM 26-02-39-84 материальное оформление оборудования, приведенное в табл. 1, 2, 3, 4 применяется при сходных рабочих условиях и для не вошедшего в таблицы оборудования данных установок, появившегося в процессе создания новых технологических схем.
5.35. Замена оборудования на действующих установках и приведение в соответствие с РТМ 26-02-39-84 производится по мере его износа.
Приложение 1
ТАБЛИЦА 1
ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ
Наименование оборудования |
Рабочие условия |
Материалы и методы защиты от коррозии |
Обоснование материального оформления и методов защиты |
К-скорость коррозии (мм/год), виды разрушения, сроки службы |
||
тeм-pa °С |
среда |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1. |
Печь нагрева горячей струи колонны предварительного испарения нефти (К-1) |
вход: 230-250 выход: 360 макс. 375 |
Отбензиненная нефть с содержанием серы 0,5¸4%, солей до 5 мг/л, Н2S 0,005-0,01% мас. |
1. Для сернистых и высокосернистых нефтей - элементы всех частей продуктовых змеевиков из сталей 15Х5М, 15Х5ВФ, Х9М; с=4 мм 2. При переработке малосернистых нефтей, а также нефтей с высоким порогом термостабильности сераорганических соединений - сталь 15Х5 (при температуре стенки не более 425 °С), с - не менее 2 мм. Допускается углеродистая сталь (при температуре стенки не более 400 °С), с - не менее 4 мм. |
По пп. 1.3.3; 1.3.5; 5.16.; 5.16.1. настоящего РТМ По пп. 5.16; 5.16.1; настоящего РТМ. |
К15Х5М до 0,4 КХ8 £ 0,2 Кугл. ст. £ 0,4 |
2. |
Печь нагрева сырья атмосферной колонны |
вход: 230-250 выход: 360 макс. 380 |
То же |
То же |
То же |
КХ8 £ 0,2 Кугл. ст. £ 0,4 |
3. |
Печь нагрева циркулируемой флегмы |
вход: 148-177 выход: 220-250 |
Бензин |
Элементы продуктового змеевика печи из углеродистой стали (с = 4 мм) |
-"- |
Кугл. ст. £ 0,4 |
4. |
Печь нагрева мазута |
вход: 340 выход: 390-420 |
Мазут, содержание Sобщ 2,8%, водяной пар 2,0%, Н2S |
См. поз. 1. |
По пп. 1.3.5.; 2.7.1. настоящего РТМ |
К15Х5М до 0,4 КХ8 £ 0,2 Кугл. ст. £ 0,4 |
5. |
Пароперегреватель для водяного пара |
вход: 250 выход: 420 |
Водяной пар |
Элементы змеевика из труб стали 20 (температура станки не более 400 °С) или 15ХМ (температура стенки не более 560 °С) |
|
|
6. |
Решетки (и подвески) для змеевиков всех печей |
800-1000 |
Газовое топливо с содержанием сернистых соединений до 0,015%. |
35Х23Н7СЛ; 25Х23Н7СЛ. Решетки футеруются жаростойким бетоном на заводе-изготовителе |
По пп. 2.14; 1.3.4; 2.16.2. настоящего РТМ |
К ~ 0,51) (до 1,0) |
до 800 |
топливо: мазут-70%; состав атмосферы топочных газов в % масс. Н2О ~ 8,46; О2 ~ 5,67; СО ~ 0,5; SO2 ~ 0,3; NO2 ~ 0,03; CO2 ~ 14,15; V2O5 ~ 0,49; N2 ~ 70,2; H2S; Na2SО4. |
|
По пп. 2.14, 2.15, 2.7.1.; 1.3.5. настоящего РТМ |
К = 2-8 выше 800 ° К до 14 |
||
до 650 |
топливо: мазут2) |
|
По пп. 2.15; 2.7.1; 1.3.5 настоящего РТМ |
К от 0,5 до 1,0 |
1) Скорость коррозии К приводится во всем диапазоне температур без наличия футеровки
2) Зольность мазута (марки 40,100) не более 0,15%
ТАБЛИЦА 2
КОЛОННАЯ АППАРАТУРА
Наименование оборудования |
Рабочие условия |
Материалы и методы защиты от коррозии |
Обоснование материального исполнения и методов защиты от коррозии |
К - скорость коррозии, мм/год, виды разрушения, сроки службы |
|||
тем-ра, °С |
давлен. МПа |
среда |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1. |
Колонна предварительного испарения нефти (К-1) |
верх: 115¸160 низ: 210¸270 |
0,27¸0,4 |
Нефть, пары бензина, пары воды (до 1% на нефть), содержание: солей 100-300 мг/л (по III гр. ГОСТ 9965-76 1800 мг/л), серы 0,5¸4%, Н2S - 0,005¸0,01% масс. НСl1), NH4Сl |
I ВАРИАНТ - для сернистых и высокосернистых нефтей. Верхнее днище и часть корпуса в зоне температур ниже 260 °С, а также приварные элементы тарелок выполняются из углеродистой стали, с = 4 мм. Съемные элементы тарелок - 08Х13. Остальная часть корпуса - углеродистая сталь + 08Х13. Тарелки - 08Х13. |
По пп. 2.6.; 2.7; 2.8.; 2.9.; 2.17. настоящего РТМ |
Кугл. ст. £ 0,2 |
II ВАРИАНТ - для малосернистых нефтей. Корпус, днища, штуцера (см. п. 5.7) приварные элементы тарелок выполняются из углеродистых марок сталей, с = 4 мм. Съемные элементы тарелок - 08Х13 |
|
К08Х13 < 0,1 |
|||||
2. |
Атмосферная колонна |
верх: 100¸160 низ: 330¸360 |
0,05¸0,1 |
Нефть, пары бензина, воды, содержание: солей 5 мг/л; серы общей до 3,5%; Н2S - 0,005¸0,03% масс НСl2), NH4Сl |
То же |
То же |
К08Х13 < 0,1 |
3. |
Отпарные колонны атмосферной колонны (стриппинг) |
I секция 135¸200 II секция 175¸270 III секция 260¸310 |
0,05¸0,1 |
Фракции керосина и дизтоплива, водяные пары, содержание: серы общей 0,4¸ 0,2% |
I ВАРИАНТ - для сернистых и высокосернистых нефтей. Верхнее днище и часть корпуса в зоне температур ниже 260 °С, приварные элементы тарелок выполняются из углеродистой стали, с = 4 мм. |
По пп. 2.7; 2.8. настоящего РТМ. |
Кугл. ст. £ 0,3 К08Х13 < 0,1 |
Н2S 0,0005¸0,005%, хлориды |
Элементы тарелок - 08Х13. В зоне температур выше 260 °С применяется биметалл: углеродистая сталь + 08Х13. Тарелки - 08Х13. |
|
Кугл. ст. £ 0,2 |
||||
II ВАРИАНТ - для малосернистых нефтей. Аппарат выполняется из углеродистой стали, с = 2 мм. Элементы тарелок из углеродистой стали или ст. 08Х13. |
|
Кугл. ст. £ 0,2 |
|||||
4. |
Вакуумная колонна |
верх: 80¸125 низ: 360-400 |
остаточ. 40¸160 мм.рт.ст. |
Мазут, гудрон, газы разложения, водяные пары (1,7%), Н2S в газах 1,0¸2,5%, хлориды |
Верхнее днище и примыкающий к нему корпус, где температура флегмы < 260 °С - из углеродистой стали, с = 4 мм. Съемные элементы тарелок -08Х13. Остальная часть корпуса выполняется из биметалла: углеродистая сталь + 08Х13. Тарелки - 08Х13. Допускается выполнение аппарата для малосернистых нефтей из углеродистой стали, с =2 мм. |
По п. 2.7. настоящего РТМ. |
Кугл. ст. £ 0,3 К08Х13 < 0,1 |
5. |
Отпарная колонна вакуумной колонны (стриппинг) |
I секция 270
II секция 350 |
остат. 60 мм рт. ст. 70 мм рт. ст. |
Вакуумные дистилляты с содержанием серы общей до 2,0%, водяные пары |
Аппарат выполняется полностью из биметалла: углеродистая сталь + 08Х13; элементы тарелок - 08Х13 |
То же |
К08Х13 < 0,1 |
Допускается для малосернистых нефтей выполнение из углеродистой стали, с = 3 мм. Элементы тарелок из углеродистой стали или ст. 08Х13. |
|
Кугл. ст. ~ 0,1 (макс. 0,2) |
|||||
6. |
Стабилизационная колонна (дебутанизатор) |
верх: 65¸80 низ: 160¸205 |
0,9¸l,25 |
Углеводородные газы (С1-С4), содержание серы до 0,1%, H2S 0,001¸0,1%, следы хлоридов, воды |
Корпус, приварные элементы тарелок из углеродистой стали, с = 4 мм (для малосернистых нефтей с = 2 мм). Съемные элементы тарелок - 08Х13. |
По п. 1.3.1. настоящего РТМ |
Кугл. ст. £ 0,01 В присутствии влаги (нарушения режима работы) Кугл. ст. ³ 0,01 |
7. |
Колонна вторичной перегонки |
верх: 65¸115 низ: 100¸165 |
0,15-0,35 |
Компоненты бензина с содержанием серы до 0,01% |
Корпус из углеродистой стали, с = 2 мм. Элементы тарелок из углеродистой стали или ст. 08Х13. |
|
Кугл. ст. < 0,3 |
8. |
Вакуумная колонна для разгонки широкой фракции |
верх: 80¸120 низ: 360 |
остат. 40 мм рт. ст. 100 мм рт. ст. |
Мазут, газы разложения, водяной пар 1,5¸3,5%, H2S 1,0¸2,5%, хлориды |
См. поз. 4. |
По п. 2.7. настоящего РТМ |
|
1)при отсутствии эффективного процесса защелачивания нефти концентрация НСl в момент конденсации влаги составляет до 0,01% вес.
2)при малоэффективном процессе защелачивания нефти концентрация HCl в момент конденсации воды до 0,02%.
ТАБЛИЦА 3
ТЕПЛООБМЕННОЕ И КОНДЕНСАЦИОННО-ХОЛОДИЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Наименование оборудования |
Рабочие условия |
Материалы и методы защиты от коррозии |
Обоснование материалов и методов защиты от коррозии |
К-скорость коррозии (мм/год), вид разрушения, сроки службы |
||||||||||||
трубное пространство |
межтрубное пространство |
|||||||||||||||
тем-ра, °С |
давлен. МПа |
среда |
тем-ра °С |
давление, МПа |
среда |
трубное пространство |
межтрубное пространство |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|||||
1. |
Теплообменники нагрева нефти до ЭЛОУ (по потокам) |
10-140 |
до 2,7 |
Сырая нефть, содержание солей 100-300 мг/л (макс. 1800 мг/л по III гр. ГОСТ 9965-76), вода 0,5¸1,0%, Н2S от 0 до 0,1% масс. |
100-250 (макс. 300) |
1,6¸2,0 |
Нефтепродукты, погоны атмосферной колонны с содержанием серы 0,16¸3,5%, Н2S ³ 0,001% масс. |
Исполнение Ml трубы - сталь 10, 20 по ГОСТ 14246-79 принимается: |
п. 2.3. |
|
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
1. При температуре среды межтрубного пространства ниже 260 °С независимо от содержания Н2S. |
|
|
|
|||||||||||||
2. При температуре среды межтрубного пространства выше 260 °С (макс. 300 °С) и соде ржания Н2S менее 0,01%. |
|
|
Кугл. ст. < 0,03 |
|||||||||||||
Исполнение Б1 (трубы 08Х13) по ГОСТ 14246-79 принимается при температуре среды межтрубного пространства выше 260 °С и содержании Н2S от 0,01% |
|
|
К08Х13 £ 0,03 |
|||||||||||||
2. |
Теплообменники нагрева обессоленной нефти |
150-200 (макс. 220) |
1,0¸1,8 |
Обессоленная нефть, содержание солей до 5 мг/л, воды до 0,05%, серы 0,9-3,5%, Н2S от 0 до 0,1% масс. |
140-380 |
1,6¸2,0 |
Нефтепродукты погоны атмосферной и вакуумной колонн, содержание серы 0,16-3,5%, Н2S ³ 0,001% масс. |
То же |
п.п. 1.3.8, 2.12 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
К08Х13 £ 0,03 |
|||||
3. |
Теплообменники нагрева обессоленной нефти |
150-380 |
1,6¸2,0 |
Нефтепродукты погоны атмосферной, вакуумной колонн; содержание серы 0,16-3,5, Н2S ³ 0,001% (масс.) |
100-200 (макс. 220) |
1,0¸2,8 |
Обессоленная нефть содержание солей до 5 мг/л воды до 0,05% серы 0,9-3,5% Н2S от 0 до 0,1% (масс) |
Исполнение М11) (трубы-сталь 10, 20) по ГОСТ 14246-79 принимается для условий, указанных в поз. 1 (табл. 3) |
п. 1.3.7. |
|
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
Исполнение М4 по ГОСТ 14246-79 (трубы -Х8) принимается: 1. При температуре среды трубного пространства выше 260 °С и содержании Н2S - 0,01% и выше |
|
|
КХ8 £ 0,03 |
|||||||||||||
4. |
Теплообменник нагрева нестабильного бензина |
40-160 |
до 2,5 |
Нестабильный бензин, содержание серы 0,1%, Н2S, хлориды |
150-220 |
до 1,6 |
Бензин, содержание серы до 0,1% |
Исполнение Ml трубы - сталь 10, 20 по ГОСТ 14246-79 |
п.п. 2.7.; 2.8.; 2.9. |
Кугл. ст. £ 0,03 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
5. |
Теплообменник соленой воды |
до 120 |
до 1,6 |
Соленая вода с содержанием солей 2000-4000 мг/л |
120-50 |
до 1,6 |
Вода с содержанием нефтепродукта 50 мг/л |
Исполнение М3 (трубы-ЛАМШ 77-2-0,05) по ГОСТ 14246-79 принимается при содержании солей более 2000 мг/л. Исполнение М12 (трубы-06Х22Н6Т) по ГОСТ 14246-79 принимается при содержании солей до 2000 мг/л и рН³7,5 |
п.п. 5.13., 2.13.1. |
Срок службы трубн. пучка из латуни > 6 лет. из ст. 08Х22Н6Т до 5 л. из угл. ст. до 1 года. |
||||||
6. |
Пародистиллятный теплообменник нагрева нефти |
80-150 |
до 2,0 |
Сырая 2 нефть см. поз. 1 |
250-120 |
0,05¸0,45 |
Пары колонны предварительного испарения нефти, атмосферной, содержащие газы, водяной пар, H2S 0,01% масс., хлориды |
Исполнение М1 (трубы-сталь 10, 20) по ГОСТ 14246-79) |
пп. 2.6.; 2.7.; 2.8.; 2.9. |
Кугл. ст. £ 0,03 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
7. |
Теплообменник. нагрева теплоф. воды дистиллятными фракциями |
150 |
1,5 |
Теплофик. вода |
200 |
1,2¸1,5 |
Дистиллятные фракции |
Исполнение M1 (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14246-79 |
|
Кугл. ст. ~ 0,05 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
1) корпус теплообменника подвергается термообработке для снятия остаточных напряжений в металле, если содо-щелочной раствор вводится в обессоленную нефть перед теплообменниками. |
||||||||||||||||
8. |
Теплообменники нагрева нестабильного бензина |
160 |
1,65 |
Нестабильный бензин, содержание серы 0,1%, Н2S, хлориды |
250 |
1,6 |
Дизтопливо |
Исполнение Ml (трубы- сталь 10, 20 по ГОСТ 14246-79 |
пп. 2.6; 2.7.; 2.8.; 2.9. |
Кугл. ст. ~ 0,02 при рН ³ 8,0 |
то же |
|||||
9. |
Теплообменник мазут-гудрон |
254 |
1,5 |
Гудрон, содержание серы - 3,2% |
208 |
до 2,0 |
Мазут, сoдержание серы 3,18% |
Исполнение М1 (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14246-79 Исполнение М4 (трубы -Х8) по ГОСТ 14246-79 допускается для высокосернистых нефтей. |
пп. 1.3.7. |
то же |
то же |
|||||
10. |
Теплообменник мазут-мазут |
355 |
1,1 |
Мазут, содержание серы 3,2% |
270 |
до 2,0 |
Мазут, содержание серы 3,18% |
Исполнение М1 по ГОСТ 14246-79 Исполнение М4 (трубы-Х8) по ГОСТ 14246-79 допускается для высокосернистых нефтей. |
то же |
то же |
то же |
|||||
11. |
Теплообменник |
180 |
1,0 |
Водяной пар |
125 |
0,95 |
Фракция 180 °С, содержание серы 0,02%. |
Исполнение M1 (трубы-ст 10, 20) по ГОСТ 14246-79 |
п. 3.11. |
Угл. ст. стойка к КР |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
12. |
Рибойлер колонны вторичной перогонки |
110-165 |
0,140,30 |
Бензин, содержание сернистых соединений до 0,01% |
270 |
1,5 |
II ц.о. атмосферной колонны, содержание серы до 0,02% |
Исполнение М1 (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14246-79 |
пп. 2.6., 2.7. |
Кугл. ст. ~ 0,02 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
13. |
Рибойлер стабилизационной колонны |
200 |
0,9¸1,2 |
Стабильный бензин, содержание серы 0,05% Н2S-0,0008-0,005% масс. |
320 |
1,5 |
Фракция 280-350 °, содержание серы 0,03% Н2S-0,0002% |
Исполнение M1 (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14246-79 |
пп. 2.6., 2.8. |
Кугл. ст. £ 0,02 |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||||
14. |
Теплообменник нагрева конденсата |
100 |
0,5 |
Водяной конденсат из емкостей орошения колонн стабилизации, предварительного испарения нефти, вакуумной содержащей хлориды, Н2S |
120 |
0,5 |
Вода после II ступени ЭЛОУ |
1. Исполнение М1 по ГОСТ 14246-79 рН среды ³ 8,0 (использование процессов аминирования, подщелачивания сред) |
пп. 2.6-2.9., 2.13.1. |
Кугл. ст. £ 0,02 |
Кугл. ст. < 0,02 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
2. Исполнение М12 (трубы-08Х22Н6Т) по ГОСТ 14246-79 рН сред = 7,0 |
|
Срок службы пучка: из стали 08Х22Н6Т ³ 5 лет |
|||||||
3. Исполнение М3 по ГОСТ 14246-79 (трубы-латунь) при содержании в воде солей более 2000 мг/л. |
из латуни > 6 лет |
|||||||||||||||
АППАРАТЫ ВОДЯНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ |
||||||||||||||||
15. |
Конденсатор-холодильник верхнего погона колонны предварительного испарения нефти |
25-45 |
до 45 |
Оборотная вода с содержанием: нефтепродукты £ 25 мг/л, взвешенных в-в не более 25 мг/л, хлоридов не более 300 мг/л сульфатов не более 500 мг/л, общее солесодержание не более 2000 мг/л, рН = 7,0-8,5 |
160-50 |
0,27¸0,48 |
Бензин, содержание серы до , 0,66%, Н2S 0,005-0,01% хлориды, следы HCl, вода |
1. Исполнение М1 по ГОСТ 14244-79 (трубы от. 10) при рН сред межтрубного и трубного пространства ³ 8,0 (также ингибировании оборотной воды) для сернистых и малосернистых нефтей. |
пп. 1.3.9., 2.6.-2.9., 2.13., 2.13.1. |
Срок службы трубного пучка 1)из угл. стали-до 3 л. |
Кугл. ст. ~ 0,02 |
|||||
2. Исполнение М12 по ГОСТ 14244-79 (трубы 08Х22Н6Т) для сернистых нефтей при температуре стенок труб ниже 130 °С, рН среды межтрубного пространства ³ 8,0 |
|
2)из 08Х22Н6Т ~ 5 л. |
К08Х22Н6Т £ 0,02 |
|||||||||||||
3. Исполнение М3 по ГОСТ 14244-79 (трубы ЛАМ 77-2-0,05) для: а) высокосернистых нефтей; б) сернистых нефтей при температуре стенок труб 130 °С и выше |
|
3)из латуни >
5 лет 08Х22Н6Т подвергается КР |
||||||||||||||
16. |
Конденсатор-холодильник верхних погонов атмосферной колонны |
25-45 |
до 0,45 |
Оборотная вода |
160-50 |
0,05¸0,10 |
Бензин, содержание серы 0,05%, Н2S-0,005- 0,01%, хлориды, следы HCl, вода |
То же |
То же |
То же |
То же |
|||||
17. |
Доохладители бензина, керосина, дизтоплива |
25-45 |
до 0,45 |
Оборотная вода |
70-50 |
до 1,6 |
Бензин, керосин, дизтопливо (продукты ректификационных колонн) |
1. Исполнение Ml (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14244-79 (рН воды ³ 8,0, ингибирование воды) |
То же |
Срок службы трубного пучка 1) из угл. стали до 3 л. |
То же |
|||||
2. Исполнение М12 (трубы-08Х22Н6Т (при отсутствии ингибированной воды) |
|
2) из ст. 08Х22Н6Т ³ 5 лет |
|
|||||||||||||
18. |
Конденсатор холодильник смеси водяных паров с газами разложения вакуумной колонны |
25-45 |
до 0,45 |
Оборотная вода |
80-30 |
остаточ. 50 мм. рт. ст. |
Газы разложения, H2S - 0,01-8,0%, хлориды, следы НСl, конденсат водяного пара, СО2 |
1. Исполнение М1 по ГОСТ 14244-79 (трубы-ст. 10) для малосернистых нефтей |
|
Срок службы трубного пучка из: углеродистой стали до 3 лет; |
||||||
2. Исполнение М12 по ГОСТ 14244-79 (трубы-08Х22Н6Т) для сернистых нефтей |
п. 2.7. |
из стали 08Х22Н6Т ³ 5 лет; |
||||||||||||||
3. Исполнение М3 по ГОСТ 14244-79 (трубы-ЛАМШ 77-2-0,005) для высокосернистых нефтей. |
пп. 1.3.9., 2.13., 2.13.1. |
из латуни > 5 лет; (из угл. ст. ~ 1 год) |
||||||||||||||
19. |
Водяной холодильник углеводородных газов |
25-45 |
до 0,45 |
Оборотная вода |
70-50 |
1,6 |
Пары и жидкость нефтепродукта (головка стабилизации) содержание Н2S до 0,5% масс., влага, хлориды |
1. Исполнение М1 (трубы-ст. 10, 20) по ГОСТ 14244-79 (условия см. по п. 17) |
пп. 1.3.8., 1.3.9., 2.13, 2.13.1., 2.6., 2.7., 2.8. |
см. поз. 17 |
Кугл. ст. = 0,01-0,1 |
|||||
2. Исполнение М12 (трубы-08Х22Н6Т) по ГОСТ 14244-79 (условия см. поз. 17) |
|
К08Х22Н6Т £ 0,01 |
||||||||||||||
20. |
Холодильник орошения вакуумной колонны |
25-45 |
до 0,45 |
Оборотная вода |
164-60 |
до 0,4 |
Легкий вакуумный газойль (фр. 300-360 °С) серы общ. до 1,7%, Н2S |
1. Исполнение M1 по ГОСТ 14244-79 (трубы-ст 10) рН воды ³ 8,0, ингибирование воды. |
п.п. 2.13.; 2.13.1., 2.6., 2.7 |
см. поз. 15 |
Кугл. ст. ~ 0,1 |
|||||
2. Исполнение М12 по ГОСТ 14244-79 (трубы- 08Х22Н6Т), если температура стенок труб ниже 130 °С. |
. |
|
К08Х22Н6Т £ 0,01 |
|||||||||||||
3. Исполнение М3 (трубы ЛАМШ 77-2-0,05) для высокосернистых нефтей и сернистых нефтей при температуре стенок труб 130 °С и выше. |
|
|
Клатуни £ 0,05 |
|||||||||||||
21. |
Холодильник нефтепродуктов |
25-45 |
до 0,2 |
Морская вода |
160-50 |
до 1,6 |
Нефтепродукты, содержание серы общ. до 0,06; Н2S -до 0,05% масс., влага, хлориды |
Исполнение М3 (трубы ЛАМШ 77-2-0,05) |
п. 5.13. |
Срок службы трубного пучка из латуни ~ 5 лет (угл. ст. до 1 года) |
||||||
АППАРАТЫ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ |
||||||||||||||||
22. |
АВО верхних погонов колонны предварительного испарения нефти |
160-50 |
0,27¸0,48 |
Бензин, водяной пар, содержание серы до 0,06%, Н2S 0,005¸0,01%, хлориды, следы НСl |
|
атм. |
воздух |
1. Исполнение Б1 для АВО (ОСТ 26-02-1309-75 - трубы-ст. 10) для малосернистых нефтей. |
пп. 2.6.-2.9. |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
|||||
2. Исполнение Б3.1 (трубы 08Х22Н6Т для сернистых нефтей при температуре стенок ниже 130 °С. рН среды ³ 8,0 |
|
К08Х22Н6Т £ 0,02 |
|
|||||||||||||
3. Исполнение Б5 (трубы-ЛАМШ 77-2-0,05) для: а) высокосернистых нефтей; б)сернистых нефтей при температуре стенок труб 130 °С и выше |
|
Клатуни £ 0,02 (08Х22Н6Т подвергается КР) Кугл. ст. ~ 0,2 |
|
|||||||||||||
23. |
АВО верхних погонов атмосферной колонны |
160-50 |
0,05¸0,10 |
Бензин, содержание серы 0,05%, хлориды, следы НСl Н2S-0,005¸0?01% |
То же |
|
|
То же |
|
То же |
|
|||||
24. |
АВО отгона колонны стабилизации |
до 110 |
до 1,4 |
Углеводородный газ С1-С4; Н2S |
атм. возд. |
|
Исполнение Б1 (трубы-ст. 10) по ОСТ 26-02-1309-75 |
пп. 2.8. |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
||||||
25. |
АВО отгона колонн вторичной перегонки бензина |
до 120 |
0,05¸0,35 |
Бензин, содержание серы 0,09% вес, следы Н2S |
атм. возд. |
|
Исполнение Б1 (трубы-ст. 10) по ОСТ 26-02-1309-75 |
п. 5.12.1 |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
||||||
26. |
АВО фракции тяжелого бензина |
до 120 |
0,8 |
Бензин, содержание серы 0,1%, следы Н2S |
атм. возд. |
|
То же |
То же |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
||||||
27. |
АВО вакуумных дистиллятов |
до 199 |
до 1,6 |
Вакуумный дистиллят, содержание серы до 2,6% |
атм. возд. |
|
-"- |
-"- |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
||||||
28. |
АВО гудрона |
140 |
до 1,6 |
Гудрон, содержание серы до 3,2%. |
атм. возд. |
|
-"- |
-"- |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
||||||
29. |
АВО I ц.о. вакуумной колонны |
200 |
до 1,25 |
I циркуляционное орошение, содержание серы до 1,84% |
атм. возд. |
|
|
-"- |
-"- |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
|||||
30. |
АВО II ц.о. вакуумной колонны |
150 |
до 0,4 |
II циркуляционное орошение вакуумной колонны |
атм. возд. |
|
|
-"- |
-"- |
Кугл. ст. £ 0,05 |
|
|||||
31. |
АВО верхних погонов вакуумной колонны |
125-50 |
остат. до 100 мм. рт. ст. |
Газы разложения, конденсат водяного пара, хлориды, следы HCl, Н2S 0,001-8,0% масс; CО2 |
атм. возд. |
|
|
1. Исполнение Б1 (трубы-ст. 10) по ОСТ 26-02-1309-75 для малосернистых нефтей |
п. 2.6. |
1. Cpoк службы пучка из углерод. стали ~ 3 года
|
||||||
2. Исполнение Б.3.1 (трубы 08Х22Н6Т) по ОСТ 26-02-1309-75 для сернистых нефтей |
|
2. Из 08Х22 Н6Т ~ 5 лет |
||||||||||||||
3. Исполнение Б5 (трубы ЛАМШ 77-2-0,05) по ОСТ 26-02-1309-75 для высокосернистых нефтей |
|
3. из латуни ³ 5 лет (из угл. стали 1,0-1,5 года) |
||||||||||||||
32. |
АBO керосина, |
140-60 |
1,2 |
Керосин (S общ. до 0,3% |
|
атм. воздуха |
Исполнение Б1 по ОСТ 26-02-1309--75 (трубы-сталь 10). |
|
Кугл. ст. £ 0,02 |
|
||||||
|
дизтоплива, |
146 |
до 1,6 |
Дизтопливо (S общ. до 1,4%) |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
мазута |
140-90 |
2,0 |
Мазут (S общ. до 4,0% |
|
|
. |
|
|
|
||||||
33. |
АBO соляного раствора |
140-40 |
1,0 |
Вода, содержание солей: до 100 мг/л, рН ³ 7,0 |
|
атм. воздуха |
Исполнение Б1 для АВО по ОСТ 26-02-1309-75 (трубы-ст. 10) |
пп. 2.4.1; п. 2.4.2. |
Срок службы внутренних труб из: угл. ст. < 2 лет (при рН = 8,0 до 3 л.) |
|||||||
до 2000 мг/л рН 7,0 |
|
|
Исполнение Б3.1 (трубы-08Х22Н6Т) при температуре стенки до 130 °С |
|
08Х22Н6Т ³ 5 лет |
|||||||||||
свыше 2000 мг/л рН 7,0 |
|
|
Исполнение Б5 (трубы-ЛАМШ 77-2-0,05), также при температуре стенок труб 130 °С и выше. |
|
латуни > 6 лет (из углерод. ст. ~ 1,5 года) |
|||||||||||
ТАБЛИЦА 4
ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ, ЕМКОСТИ
пп |
Наименование оборудования |
Рабочие условия |
Материалы и методы защиты от коррозии |
Обоснование материального исполнения и методов защиты от коррозии |
К-скорость коррозии (мм/год), виды разрушения, срок службы |
|||||
тем-ра °С |
давление МПа |
среда |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|||
1. |
Электродегидраторы |
80-130 |
0,9¸1,6 |
Нефть, вода до 10%, деэмульгатор, (щелочной), содержание: 1) серы до 2%, солей 100-300 мг/л |
Корпус из углеродистой стали; с = 4 мм рН водной фазы ³ 7,5 |
пп. 1.3.8., 2.4., 2.5., 5.8.2. |
Кугл. ст. £ 0,02 при рН ³ 7,5 |
|||
2) серы 2¸4%, Н2S солей до 1800 мг/л (ГОСТ 9965-76) при рН водной фазы < 7 |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. Внутренняя поверхность на высоту 1500-1700 мм от нижней образующей корпуса защищается торкрет-бетоном. Элементы штуцера для сброса воды защищаются ст. 10XI7H13М2T |
пп. 1.1., 1.3.8., 5.8. |
Кугл. ст. до 1,0 при рН < 7 К10Х17Н13М2Т £ 0,01 стойка к КР |
|||||||
2. |
Термохимический отстойник нефти |
до 120 |
до l,7 |
то же |
то же |
то же |
то же |
|||
3. |
Емкость соленой воды. |
до 120 |
0,5¸0,8 |
вода с содержанием солей > 1000 мг/л Н2S, нефть до 20 мг/л, (рН ~ 7) |
Внутренняя поверхность защищается торкрет-бетоном (см. поз. 1) |
пп. 1.3.8., п. 5.9. |
Кугл. ст. > 0,3 язвенная коррозия |
|||
Вода с содержанием солей < 1000 мг/л, сульфиды, Н2S pH ³ 8,0 |
Корпус из углеродистой стали, с = 4 мм. |
пп. 2.4.1., 1.3.8. |
Кугл. ст. £ 0,2 |
|||||||
4. |
Емкость для промывной воды |
40¸60 |
0,2 |
Водный конденсат из сборников орошения после дeгaзaции от Н2S рН > 7 |
Корпус из углеродистой стали, с = 4 мм. (для малосернистых нефтей, с = 4 мм) |
то же |
Кугл. ст. £ 0,02 |
|||
5. |
Емкость орошения колонны предварительного испарения нефти (эвапоратора) |
40¸50 |
0,27¸0,48 |
Бензин, вода, содержание серы до 0,06%, Н2S до 0,005%, хлориды. |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. Внутренняя поверхность защищается торкрет-бетоном. Нижние штуцера облицовываются ст. 10Х17Н13М2Т. Допускается: |
п. 5.9. |
при рН £ 7 Кугл. ст. до 0,7. язвенная коррозия |
|||
1. Исполнение из углеродистой стали при рН = 8,0-8,5; с = 4 мм. |
пп. 1.3.8., 2.9., 2.6., 2.7., 2.9.6. |
К10Х17Н13М2Т < 0,01 Кугл. ст. ~ 0,02 |
||||||||
2. Исполнение из углеродистой стали (с = 2 мм) с нанесением послойного эпоксидного покрытия. |
пп. 2.9.1., 5.9.1. |
|||||||||
6. |
Eмкость орошения атмосферной колонны |
40¸80 |
0,05¸0,10 |
Бензин, вода, содержание серы 0,02%, Н2S-0,003-0,03%, хлориды, рН = 8,0-8,5 |
См. поз. 5 |
См. поз. 5 |
||||
7. |
Емкость орошения стабилизационной колонны |
45¸60 |
0,7¸1,4 |
Газы С1-C4, бензин содержание Н2S в парах ~ 0,25%, в жидкости ~ 0,04%, следы воды, хлориды |
I. ВАРИАНТ: Корпус из углеродистой стали, с = 4 мм. II. ВАРИАНТ |
пп. 2.6.-2.8. |
Кугл. ст. < 0,3 |
|||
Исполнение из углеродистой стали (с = 2 мм) с нанесением эпоксидного покрытия (см. поз. 5) |
п. 5.9.1. |
|
||||||||
8. |
Емкость орошения колонны вторичной перегонки. |
до 100 |
0,15¸0,25 |
Бензин, содержание серы до 0,01%. |
Корпус из углеродистой стали, с = 2 мм. (для высокосернистых нефтей с = 3 мм) |
п. 1.3.8. |
Кугл. ст. < 0,2 |
|||
9. |
Вакуумный приемник верхнего продукта колонны |
30 |
Остат. 36 мм. рт. ст. |
Углеводородный газ С1-С6, содержание Н2S до 8,4% в, СО2 до 1,7%, хлориды, конденсат водяного пара. |
Корпус из углеродистой стали с = 4 мм - для высокосернистых нефтей; с = 3 мм - для сернистых нефтей; с = 2 мм - для малосернистых нефтей |
п. 1.3.8. |
Кугл. ст. £ 0,3 |
|||
10. |
Барометрическая емкость |
50 |
атм |
Вода, бензин, дизтопливо, содержание Н2S ~ 0,3%, фенолов до 20 мг/л, хлориды |
I. ВАРИАНТ |
|
|
|||
Исполнение из углеродистой стали с применением торкрет-бетонной футеровки (для высокосернистых нефтей) |
п. 5.9. |
|
||||||||
II. ВАРИАНТ |
|
|
||||||||
Исполнение из углеродистой стали (с = 2 мм) с нанесением эпоксидного покрытия (для высокосернистых, сернистых нефтей) |
п. 5.9.1. |
|
||||||||
III. ВАРИАНТ |
|
|
||||||||
Исполнение из углеродистой стали; для сернистых нефтей с = 4 мм; для малосернистых с = 2 мм. При содержании Н2S ³ 0,3% - термообработка аппарата для снятия остаточных напряжений. |
п. 1.3.8. |
Кугл. ст. £ 0,3 |
||||||||
11. |
Емкость для светлых нефтепродуктов |
80 |
0,2 |
Бензиновые, керосиновые, дизельные фракции, содержание серы до 1,0% |
Корпус из углеродистой стали с = 2 мм |
|
Кугл. ст. < 0,2 |
|||
12. |
Емкость для темных нефтепроводов |
90 |
0,2 |
Нефть, мазут, гудрон, масляные фракции, содержание серы до 3,2% |
Корпус из углеродистой стали с = 1 мм |
|
Кугл. ст. < 0,1 |
|||
13. |
Емкость для смешения бензинов |
до 60 |
0,25¸0,35 |
Бензин, углеводородный газ, вода из газосепараторов, Н2S, хлориды |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. Внутренняя поверхность защищается торкрет-бетоном. Нижние штуцера облицовываются ст. 10Х17Н13М2Т. |
пп. 1.3.8, 5.9. |
при рН £ 7 Кугл. ст. до 0,5 язвенная коррозия |
|||
Допускается: |
|
|
||||||||
1. Исполнение из углеродистой стали, с = 4 мм. |
пп. 1.3.8., 2.6., 2.7., 2.9.6. |
при рН = 8,0-8,5 |
||||||||
2. Исполнение из углеродистой стали (с = 2 мм) с нанесением апоксидного покрытия. |
п. 5.9.1. |
Кугл. ст. £ 0,2 |
||||||||
14. |
Отстойник защелачивания бензина |
40 |
0,5 |
Бензин, раствор щелочи (10-2%), сульфиды, хлориды |
Корпус из углеродистой стали, с = 2 мм. |
п. 1.3.8. |
Кугл. ст. ~ 0,15 |
|||
15. |
Отстойник защелачивания дизтоплива |
60 |
0,5 |
Дизельное топливо, щелочь (до 12%), сульфиды |
Корпус из углеродистой стали, с = 2 мм. Термообработка аппарата для снятия внутренних напряжений. |
п. 5.11. |
Кугл. ст. ~ 0,15 |
|||
16. |
Емкость для раствора деэмульгатора |
30-60 |
атм.-0,2 |
Водный раствор деэмульгатора |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. |
|
Кугл. ст. £ 0,08 |
|||
17. |
Емкость для содо-щелочного раствора |
до 40 |
атм. |
Водный раствор щелочи и соды (2-10%) |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. Внутренний подогреватель из стали 08Х13 или 08Х22Н6Т |
п. 5.10. |
Кугл. ст. £ 0,08 К08Х22Н6Т < 0,05 |
|||
18. |
Емкость для аммиачного раствора |
30 |
0,2 |
Водный раствор аммиак |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. |
|
Кугл. ст. £ 0,1 |
|||
19. |
Емкость для ингибитора коррозии |
20¸50 |
атм.-0,02 |
Водный раствор ингибитора |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. |
|
Кугл. ст. £ 0,1 |
|||
20. |
Емкость на линии сброса предохранительных клапанов (используется периодически) |
250 |
до 0,25 |
Нефтепродукты, водяной пар, вода, серы до 2%. |
Корпус из углеродистой стали, с = 1 мм. |
|
Кугл. ст. < 0,2 |
|||
21. |
Емкость для топливного газа |
80 |
0,5 |
Углеводородный газ, Н2S |
То же |
|
Кугл. ст. £ 0,1 |
|||
22. |
Инжектор-смеситель |
100-200 |
до 1,6 |
Нефть, вода, рН ³ 7,0 |
1. Корпус и внутренние элементы из углеродистой стали, с = 4 мм. |
п. 2.9.6. |
Кугл. ст. £ 0,4 |
|||
2. Исполнение из стали 08Х22Н6Т, с = 3 мм |
|
К08Х22Н6Т < 0,2 возможна язвенная коррозия |
||||||||
Приложение 2
Черт. 1 Схема вертикального электродегидратора со встроенным струйным смесителем
1-корпус;
2-изолятор;
3-электроды;
4-отражатель;
5-смесительная труба;
6-сопло
I-исходная эмульсия;
II-обработанная нефть;
III-дренаж
Черт. 2 Схема (поперечный разрез) горизонтального электродегидратора со встроенным струйным смесителем.
1-корпус;
2-электроды;
3-смесительный патрубок;
4-сопло;
5-сырьевой коллектор;
6-сборник нефти;
Приложение 3
Черт. Рекомендуемая схема ввода реагентов (деэмульгатора воды, содо-щелочного раствора, щелочи, раствора аммиака, ингибиторов и т.д.) в нефть
1-трубопровод;
2-люк Ду 150-200 мм;
3-форсунка.
Приложение 4
Черт. 1 Схема переоборудования отстойника для защелачивания бензина.
1-корпус;
2-коллектор;
3-смеситель;
4-сборник
Черт. 2 Схема струйного смесителя.
2 - коллектор;
3 - смесительный патрубок;
5 - отражатель;
6 - сопло
СОДЕРЖАНИЕ
1. Коррозионные агенты и вызываемые ими разрушения оборудования установок ЭЛОУ, АВТ, AT, ЭЛОУ-АВТ. 1 2. Химико-технологические мероприятия, снижающие коррозию оборудования. 4 3. Материалы.. 8 4. Требования к сварным соединениям.. 9 5. Материальное оформление оборудования установок подготовки и первичной переработки нефти. 10 Приложение 1. 16 Таблица 1 Трубчатые печи. 16 Таблица 2 Колонная аппаратура. 17 Таблица 3 Теплообменное и конденсационно-холодильное оборудование. 19 Таблица 4 Электродегидраторы, емкости. 24 Приложение 2 Схема вертикального и горизонтального электродегидратора со встроенным струйным смесителем.. 26 Приложение 3 Рекомендуемая схема ввода реагентов в нефть. 27 Приложение 4 Схема переоборудования отстойника для защелачивания бензина. 27 |