Коррозия на Оренбургском газоперерабатывающем заводе

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа имениИ.М.Губкина.
Кафедра общей и неорганической химии
Курсовая работа
Коррозия на Оренбургском газоперерабатывающем заводе
2008 г.

Оглавление
1. Введение
2. Возможные виды коррозии оборудования и трубопроводов
3. Условия работы металлических конструкций ОГПЗ
4. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ
5. Механизм сероводородного растрескивания оборудованияи трубопроводов
6. Места контроля и методы контроля коррозионного процессапо технологической схеме
7. Способы и методы предотвращения коррозии
8. Литература

1. Введение
Добываемые на Оренбургском нефтегазоконденсатномместорождении (ОНГКМ) природный газ, конденсат и нефть содержат в своем составепримеси сероводорода и диоксида углерода, способные вызывать помимо общей иязвенной коррозии сероводородное растрескивание и водородное расслоение металлаоборудования и трубопроводов. Надежная и безопасная разработка таких месторожденийобеспечивается применением специальных сталей, сварочно-монтажных технологийизготовления оборудования и трубопроводов и ингибиторной защитой в процессеэксплуатации.
Характерной особенностью текущего периода разработкиОНГКМ является переход на стадию падающей добычи. Это сопровождается нарастающимпоступлением в продукцию пластовых вод и соответственно возрастаниемкоррозионной активности среды.
Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащихнефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля закоррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведениембольшого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций;подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры, дефектных участков трубопроводов и т.п.
Трубопроводы и оборудование ОГПЗ в настоящее времявыработали проектный нормативный ресурс. Поэтому дальнейшая безопаснаяэксплуатация оборудования и трубопроводов требует эффективного контроля ихтехнического состояния, включающего систематическое проведение комплексаспециальных диагностических работ, необходимость объективной оценки остаточногоресурса работоспособности оборудования и трубопроводов путем анализа причинотказов, систематизацию данных по всем видам разрушений, выявлениезакономерностей протекания коррозионных процессов в течение длительной иинтенсивной работы.
В связи с изложенным выше актуальны исследования, связанныес выявлением основных причин повреждений металлических конструкцийсероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методикдиагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

2.Возможные виды коррозии оборудования и трубопроводов.
1.По механизму процесса возможны следующие типы коррозии:
— электрохимическая — взаимодействие металла с коррозионной средой (раствор электролита), при которомионизация атомов металла и восстановление окислительной компоненты коррозионнойсреды протекают не в одном акте и их скорости зависят от электродногопотенциала;
— химическая — взаимодействие металла с коррозионной средой, при котором окисление металла ивосстановление окислительной компоненты коррозионной среды протекают в одномакте.
2. По условиямпротекания возможны следующие виды коррозии:
— газовая — химическаякоррозия металла в газах при высоких температурах;
— атмосферная — коррозия металла в атмосфере воздуха;
— подземная — коррозияметалла в почвах и грунтах;
— контактная — электрохимическая коррозия, вызванная контактом металлов, имеющих разныестационарные потенциалы в данном электролите;
— межкристаллитная — коррозия, распространяющаяся по границам кристаллов (зерен) металла;
— под напряжением — коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянныхили переменных механических напряжений;
— щелевая — усилениекоррозии в щелях и зазорах между двумя металлами, а также в местах неплотногоконтакта металла с неметаллическим коррозионно-инертным материалом;
— коррозионноерастрескивание — коррозия металла при одновременном воздействии коррозионнойсреды, внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованиемтранскристаллитных или межкристаллитных трещин.
3. По характерукоррозионных поражений возможны:
Сплошная коррозия,охватывающая всю поверхность металла, она в свою очередь подразделяется на:
— равномерную,протекающую с одинаковой скоростью по всей поверхности металла;
— неравномерную,протекающую с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла.
Местная коррозия,охватывающая отдельные участки поверхности металла, она в свою очередьподразделяется на:
— точечную (питтинг) — местная коррозия в виде отдельных точечных поражений;
— коррозия пятнами;
— сквозную коррозию,вызывающую разрушение металла насквозь.
 
3. Условия работы металлическихконструкцийОГПЗ.
Коррозионная активность H2S-содержащегогаза увеличивается, как известно, с ростом Степень агрессивности сероводородсодержащейсреды определяется ее составом, влажностью, рН, температурой, давлением искоростью потока. Кор-розионно-опасным считается наличие сероводорода припарциальном давлении более 0,00015 МПа, а углекислого газа при давлении более0,2 МПа. Существенно меняет характер коррозии присутствие пластовой воды, вкоторой растворены в больших количествах минеральные хлорсодержащие соли.Скорость коррозии максимальна при минерализации воды 2-3 %, при большей минерализациискорость коррозии уменьшается в связи со снижением растворимости сероводорода вводе; кроме того, присутствие солей в растворе оказывает влияние на состав изащитные свойства поверхностных слоев сульфидных пленок. Снижение рН растворастимулирует сероводородную и углекислотную коррозию.
Влияние скорости движения газоконденсатного потокана электрохимическую коррозию имеет сложный характер и, как правило, увеличениескорости потока приводит к интенсификации коррозионных процессов, особенно прискоростях потока более 15 м/с.
Доминирующим фактором развития коррозионногопроцесса является химический состав среды. Для протекания реакциивзаимодействия железа с агрессивными компонентами необходим электролит — пластоваяили конденсационная вода с растворенными в ней солями и кислыми компонентами.При полном отсутствии электролита(как в виде пара, так и жидкости), диссоциация кислых компонентов невозможна икоррозионная агрессивность рабочих сред равна нулю.
В случае присутствия электролита только в видепаров, система бесконечно долго будет оставаться инертной. При изменениитермодинамических параметров системы изменяется и ее фазовый состав. Так, приповышении давления или снижении температуры снижается равновесное содержаниепаров воды в газе, что приводит к переходу электролита в жидкую фазу. Вусловиях эксплуатации трубопроводов ОГПЗ конденсация влаги происходит за счетснижения температуры при транспорте или дросселировании газа. При контакте газас холодным металлом происходит конденсация влаги на стенках труб. Пристолкновении холодных и теплых потоков газа происходит объемная конденсациятипа тумана. Считается, что наиболее жесткие условия эксплуатации будут приотносительной влажности газа по воде 75-80 %, так как в этих условияхпроисходит образование тонкой пленки электролита, что облегчает диффузию кислыхкомпонентов через нее к металлической поверхности. Коррозионные процессы наиболееинтенсивны при 100 % влажности газа, особенно в условиях водяного тумана.
Следующими по значимости факторами являются содержаниеи парциальное давление кислых компонентов и температура транспортируемой среды.Влияние соотношения парциальных давлений сероводорода и углекислого газа нахарактер и интенсивность коррозионного разрушения металла в электролитесущественно. Согласно результатам исследований, в зависимости от соотношенияпарциальных давлений кислых компонентов в системе характер коррозионныхпроцессов существенно изменяется: при повышении давления сероводородаувеличивается количество проникающего в сталь водорода и скорость общейкоррозии; при увеличении парциального давления С02 возрастаетскорость общей коррозии стали.
В большой мерескорость коррозии оборудования зависит и от температуры газа. Максимальныескорости существуют на тех участках оборудования, которые работают в диапазонетемператур 60-95 °С, в то время как наибольшая опасность сульфидногорастрескивания металла наблюдается при температурах 15-25 °С.
Большую роль вразвитии процессов как углекислотной, так и сероводородной коррозии играютвлажность газа, количество и химический состав воды, поступающей из скважинвместе с газом.
Опаснымсодержанием диоксида углерода, с точки зрения углекислотной коррозии, являетсяего парциальное давление, начиная с 0,1 МПа. Увеличение парциального давлениядиоксида углерода за счет его содержания в газе или за счет роста общегодавления газа ведет к ускоренному развитию процессов углекислотной коррозии.Например, рост парциального давления С02 с 0,1 до 2 МПа притемпературе 60 °С увеличивает скорость коррозии углеродистой стали в 6-7 раз. Вэтом диапазоне парциального давления существует линейная зависимость скоростикоррозии от давления С02. Однако прямая зависимость наблюдаетсятолько до определенных значений давления диоксида углерода, зависящих в своюочередь от температуры процесса. Это явление можно связать с законом Генри,устанавливающим линейную зависимость растворимости газа от его парциальногодавления лишь для сравнительно невысоких значений последнего. Скоростьсероводородной коррозии также растет при увеличении парциального давлениясероводорода примерно до 0,2 МПа. Повышение давления сероводорода вышеуказанной величины практически не отражается на скорости общей коррозии. Такимобразом, можно утверждать, что при определенных достаточно высоких парциальныхдавлениях диоксида углерода и сероводорода скорость общей коррозии металла труби оборудования практически стабилизируется.
Велико инеоднозначно влияние на процессы коррозии оборудования минерализации воды. Солиспособны заметно изменить как скорость, так и характер коррозионных процессов. Раствореныминеральные соли ионного состава: Na, К, CI, Вг и др. Содной стороны, диссоциированные соли увеличивают электропроводностьэлектролита, что естественно облегчает процессы электрохимической коррозии. Солижесткости (Са, Mg) могут также осаждаться на стенках оборудования,разрыхляя пленку продуктов коррозии. Кроме того, соли, содержащие ионы С1,могут менять характер общей коррозии от равномерной к местной, связанной спиттингообразованием. Но, с другой стороны, следует иметь в виду, что значительноеувеличение минерализации приводит к уменьшению растворимости газов (в том числеи агрессивных) в воде и сеют ветственно к снижению ее общей коррозионнойагрессивности. Все это полностью подтверждается многолетней практикойэксплуатации оборудования на всех месторождениях природного газа, содержащего всвоем составе кислые компоненты.
Выше ужеотмечалось, что на интенсивность протекания коррозионных процессов на различныхучастках технологической цепи в трубах и оборудовании большое влияние оказываеттемпература среды. Влияние данного фактора чаще всего имеет вид кривой смаксимумом. Физически это явление объясняется тем, что, с одной стороны, скоростьлюбых коррозионных процессов возрастает с увеличением температуры всоответствии с законом Аррениуса, с другой стороны, агрессивность коррозионнойсреды снижается, так как содержание С02 и H2S в электролитеуменьшается из-за снижения их растворимости. Очень важным фактором, влияющим нетолько на коррозию, но и на выбор того или иного ингибитора коррозии являетсявлажность газа. Экспериментально доказано, что при полном отсутствии воды илипри осушке газа до 20-30 % относительной влажности коррозия практически не получаетсвоего развития независимо от содержания агрессивных компонентов в составегаза. Коррозия заметно проявляется, когда влажность газа достигает 60 % и более. Наибольшая коррозия имеетместо при 100 % влажности природного газа. По стандарту NACE MR 0175-97природный газ, содержащий сероводород при парциальном давлении более 0,35 кПа,читается сернистым, т.е. вызывающим сероводородное растрескивание.
Согласнофеноменологической классификации, вследствие диффузии водорода в металлпроисходит разрыв некогерентных границ «матрица — включение» собразованием микротрещин, давление водорода в которых достигает :!00 — 400 МПа,что сопоставимо с пределом текучести малоуглеродистых конструкционных сталей.Под воздействием внутреннего давления происходит рост и слияние микротрещин иразрушение металла. Растрескивание стали начинается при концентрации водорода0,1-10 % и протекает при температуре отминус10,0 до плюс 100 °С. Интенсивное водородное расслоение начинается припарциальном давлении сероводорода 710~3МПа. Скорость общей коррозии во всем диапазоне парциальных давлений находится вдиапазоне 0,25 — 0,30 мм/год. Стойкость стали к сероводородному растрескиваниюи коррозионному растрескиванию существенно зависит от температуры реакции.Минимальная стойкость стали к сероводородному растрескиванию наблюдается притемпературе от +18 до 1-25 °С. Приснижении или повышении температуры происходит быстрый рост стойкости ксероводородному растрескиванию. Скорость общей коррозии в диапазонеотрицательных температур незначительна.
Сероводород вводных растворах значительно больше усиливает проникновение водорода в стали,чем общую коррозию металла. При выдержке в кислых растворах максимальная доля диффундирующегов углеродистую сталь водорода составляет 4% от общего количества восстановленного водорода. В сероводородсодержащихрастворах эта величина достигает 40 %. Таким образом, основную опасность дляоборудования, эксплуатируемого в сероводородных средах, создает не общая коррозия,а наводороживание сталей.
Интенсивность коррозии усиливается при наличии вводной среде, кроме сероводорода, хлоридов, оказывающих дополнительноеагрессивное воздействие. Получен экстремальный характер зависимости скоростикоррозии от концентрации NaCl с максимумом при 100 г/л. Объясняется этоконкурентным влиянием обусловливающих скорость коррозии факторов (разрушениепленки продуктов коррозии под действием хлоридов; блокирование активныхучастков поверхности металла хлоридионами при их высоких концентрациях,затрудняющее протекание электродных процессов; уменьшение растворимостикоррозионно-активного сероводорода при переходе к концентрированным растворамхлористого натрия).
Воздействие сероводорода проявляется тем сильнее,чем выше прочностные характеристики металла — твердость, предел текучести ипредел прочности. Механические напряжения играют большую роль в процессекоррозионного растрескивания, стимулируя электрохимическое локальноерастворение металла, и, как следствие, зарождение и развитие трещин. Степенькоррозионного воздействия зависит от отношения приложенного напряжения к пределутекучести. Исследования влияния рН раствора на коррозию малоуглеродистых сталейв системе H2S- С02 — Н20 показали значительное снижение коррозии спереходом от кислых к нейтральным и щелочным растворам. Считается, что при рН> > 10 коррозионное растрескивание не происходит. Необходимым условиемдля протекания активных процессов коррозии в сероводородсодержащих средахявляется наличие влаги, в которой сероводород находится в диссоциированномсостоянии. При этом коррозионные процессы приобретают электрохимическийхарактер, катодный процесс протекает с водородной деполяризацией, в результатекоторой появляется водород в атомарной и молекулярной формах. При относительномалой влажности (4-26 %) сероводород оказывает незначительное влияние науглеродистые стали, вызывая за 30 сут только потускнение его поверхности. Наличиекапельной влаги увеличивает коррозию сталей примерно в 100 раз по сравнению ссухим газом. С повышением внутренних напряжений возникает восприимчивость металловк сероводородному растрескиванию. Кинетику коррозионных процессов всероводородсодержащих средах зависитот парциального давлениясероводорода.
На работоспособность коммуникаций и оборудованиясероводородсодержащих существенно влияет степень наводороживания коррозионногоповреждения материалаконструкций. В стали водород может находитьсяв междоузлиях кристаллической решетки в атомарном или ионизированном виде, в микронесплошностях,где он молизуется, и в виде химических соединенийс различными компонентами стали.
Существенно снижаются при проникновении водорода (вколичестве более 2мл/100 г) пластические свойства стали — относительноеудлинение и относительное сужение, причем изменение относительного суженияпроисходит наиболее интенсивно. Для стали, после выдержки ее в растворе сероводорода2000 ч при напряжениях, равных пределу текучести, снижениепластичности достигает 50 % и более при отсутствии признаков образованиявздутий или трещин, характерных для сульфидного растрескивания.
Значительноеснижение пластических свойств стали под действием водорода и напряженийназывается водородной хрупкостью. Эффект водородной хрупкости проявляется максимальнов интервале температур от — 20 °С до + 30 °С и зависит от скорости деформации. Различаютобратимую и необратимую водородную хрупкость. Охрупчивающее влияние водородапри содержаниях его до 8-10 мл/100 г в большинстве случаев — процесс обратимый,т.е. после вылеживания или низкотемпературного отпуска пластичность конструкциине слишком большого сечения восстанавливается вследствие десорбции водорода изметалла. Обратимая хрупкость стали обусловливается, в основном, растворенным вкристаллической решетке водородом. Необратимая хрупкость зависит от содержанияводорода в стали в молекулярном состоянии, агрегированного в коллекторах, гдеон находится под высоким давлением, вызывающим большие трехосные напряжения изатрудняющим пластическую деформацию стали. Пластические свойства металла принеобратимой хрупкости не восстанавливаются даже после вакуумного отжига, в структуре стали происходятнеобратимые изменения: образуются трещины по границам зерен, где наблюдаетсяпреимущественное скопление водорода и обезуглероживание стали.
На стойкостьсталей в сероводородсодержащей среде существенно влияет ее твердость, уровеньдействующих в металле напряжений и концентрация сероводорода. Воздействиесероводородсодержащей среды на мягкие нелегированные стали при небольшихнапряжениях вызывает образование трещин и расслоений, ориентированных вдольпроката параллельно действующим напряжениям. В случае сталей повышеннойпрочности (твердости) или мягкой стали, но при высоких концентрацияхнапряжений, возникают трещины, перпендикулярные чествующим напряжениям.
Наводороживаниестенок аппаратов с образованием расслоенийразмеромдо нескольких сот квадратных сантиметров происходит за период от несколькихнедель до 6 лет, причем процесс наводороживания интенсифицируется в периоды, когдаклиматические условия способствуют увеличению конденсации влаги. При одинаковомхимическом составе, структуре и механических свойствах металла водородноерасслоение аппаратуры локализуется в местах концентрации растягивающихнапряжений и повышенной агрессивности среды. Отмечается преимущественноеобразование пузырей в несплошностях металла (вытянутые вдоль проката строчечныевключения, газовые раковины, микро- и макропустоты) и других дефектах,возникающих в процессе прокатки стали. Пузыри в результате водородногорасслоения металла образуются не только на внутренней, но иногда и на наружнойповерхности аппаратов, изготовленных из стали 3, причем в подавляющем большинствеслучаев они наблюдаются в нижней части аппаратов, где скапливается основнаячасть конденсационной воды.
Таким образом, при эксплуатации коммуникаций иоборудования в условиях сероводородсодержащих сред, в случаях отсутствияэффективных противокоррозионных мер, возможно изменение коррозионно-механическихсвойств материалов, образование блистеров, расслоений и коррозионных трещин, вызывающихразрушение металлических конструкций.
Аварийное разрушение трубопроводов ведет,соответственно, к выбросу токсичного, содержащего H2Sгаза в атмосферу с нанесением значительного экологического ущерба окружающейсреде. Риск коррозионного разрушения усиливается с ростом диаметра трубопроводаиз-за высокого давления транспортируемого по нему газа (6-8 МПа), создающего вего стенках (независимо от их толщины) значительные напряжения. Развитию сероводородногорастрескивания и водородного расслоения также способствует кислотностьтранспортируемой среды, пропорциональная парциальному давлению pH2S. По общепринятому мнению, скорость всех видов коррозиитрубных сталей очень мала при
Изучение опыта эксплуатации ОГПЗ актуально преждевсего с точки зрения оценки причин и масштабов проблем, вызываемыхсероводородной коррозией. С другой стороны, проблемы надежности оборудования итрубопроводов связанны не только с коррозией, но и с качеством ихпроектирования, строительства и эксплуатации, это важно с позиций оценкивлияния на надежность указанных факторов. Поэтому представляется необходимымвыяснить, какие факторы оказывают преобладающее влияние на работоспособностьоборудования и трубопроводов ОГПЗ и, в частности, какое место среди факторов,снижающих уровень надежности, занимают проблемы коррозии. В процессеэксплуатации ОГПЗ неоднократно наблюдали повреждения трубопроводов иоборудования различного характера, сопровождавшиеся утечками газа и наносящиене только значительный материальный, но и экологический ущерб.
4. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ
ОборудованиеОренбургского ОГПЗ находится в эксплуатации с 1973 г. I очередь завода пущена в1973 г. и к настоящему времени проработала 24 года. II очередь пущена в 1975г., а III очередь — в 1978 г., т.е. даже оборудование III очереди находится вэксплуатации 20 лет. Всего находится в эксплуатации более 1,7 тысяч сосудов иаппаратов и более 400 км технологических трубопроводов. Условия эксплуатацииоборудования различны. Давление — от 0 до 6472 кПа (64 кгс/см2). Температуры — от -10 до +425 °С. Рабочие среды — жидкие и газообразные, нейтральные, кислые и щелочные. Содержание H2S в некоторых средах — до 16 %.
Из 456проконтролированных в 1993 г. «Техдиагностикой» сосудов в 32обнаружена язвенная коррозия от 0,5 до 2,3 мм, в двух аппаратах глубина язвдостигает 4,5-5 мм; в 23 сосудах выявлены несплошности, а в двух сосудахобнаружены расслоения и вздутия металла обечаек.
Как показал опытэксплуатации оборудования ОГПЗ, коррозионное состояние аппаратов, контактирующихс кислыми газами при температурах выше 100 °С, определяется в основном частотойих остановок. При остановках в аппаратах конденсируются кислые среды различногосостава, содержащие H2S, С02, S02,вызывающие интенсивную коррозию оборудования. Основной причиной коррозииоборудования установок производства серы, эксплуатирующегося при высокихтемпературах, является отсутствие или недостаточно эффективная продувка егоинертным газом при остановках, что приводит к образованию агрессивногоконденсата.
Трубные пучкитеплообменного оборудования выходят из строя из-за того, что межтрубноепространство забивается солевыми отложениями, и из-за сквозной коррозииметалла. Причиной язвенной коррозии ребойлеров регенераторов является"агрессивность гликолевого раствора, обусловленная разложением его притемпературе выше 100 °С и накоплением в растворе органических кислот. Язвеннаякоррозия в области раздела жидкий и паровой фаз ребойлеров регенератороваминового раствора обусловлена разложением при температуре выше 121 °С аминовогораствора с увеличением его коррозионной активности.
В целях повышения надежности и эксплуатационнойбезопасности оборудования и трубопроводов ОГПЗ проведена (по схемамтехнологических линий переработки газа и межцеховых коммуникаций) оценка возможностипопадания сероводородсодержащих сред в трубоповоды и аппаратынекоррозионно-стойкого исполнения. Объекты, на которых возможен контакт сероводородсодержащихсред с некоррозионностойкими материалами, подвергли неразрушающемуультразвуковому контролю или заменили на коррозионно-стойкие. Недействующиеаппараты и трубопроводы законсервировали, обеспечив их надежную защиту отсероводородсодержащих сред.
Лавинообразное разрушение корпуса теплообменника,находившегося под действием внутреннего давления, произошло в ноябре 1987 г.,при остановке технологической линии. В момент, предшествующий разрушению,потока среды в межтрубном пространстве аппарата не было, однако в корпусесохранялось рабочее давление (вероятнее всего жидкой фракции). Теплообменникпредставлял собой горизонтальный цилиндрический аппарат с двумя неподвижнымитрубными решетками, сферическими днищами и компенсатором на трубной части. Онрассчитан на эксплуатацию с некоррозионной средой под давлением в корпусе 3МПа, в трубной части 3,8 МПа при температуре -18 °С. Корпус, днища и трубныерешетки аппарата изготовлены из стали 09Г2С. Размеры теплообменника: длина(между трубными решетками) 5000 мм; диаметр 1200 мм; толщина стенки корпуса 20мм. В соответствии с технологической схемой обвязки Т-231 теплообменникэксплуатировался при температуре -36 °С. На основании анализа результатовисследований установлено следующее. Зарождение и докритический рост трещины,вызвавшей разрушение корпуса теплообменника, произошли на оси кольцевого шваобечайки в зоне приварки штуцера входа этановой фракции. Трещина развиваласьвдоль оси кольцевого шва, и при достижении критической длины (200 мм) произошелпереход в лавинообразное разрушение с разветвлением трещины но тремнаправлениям: вдоль шва и в обе стороны поперек оси шва по основному металлу.Химический состав и механические свойства основного металла 09Г2С корпусатеплообменника в основном соответствовали требованиям НД. Температура переходаматериала днища (Т50) в хрупкое состояние по данным серийных испытанийсоставила -20 °С. Для материала обечайки она составляет от 0 до -20 °С. Притемпературе -40 °С вязкая составляющая в изломе отсутствовала. Механическиесвойства металла швов и сварных соединений отвечали требованиям, предъявляемымНД к качеству сварных соединений сосудов и аппаратов.
В зоне зарождения и докритического роста трещины,вызвавшей лавинообразное разрушение теплообменника, обнаружены следующиенедопустимые дефекты кольцевого шва: непровар в корне шва глубиной 1-3 мм надлине 205 мм, горячие трещины, пленочные шлаковые включения между корневым ипервым заполняющим швом размером до 5x10 мм и глубиной до 1,5 мм.
Инициатором разрушения теплообменника явилсянепровар в корне шва. Развитию разрушения способствовало наличие указанных вышедефектов шва и низкотемпературное охрупчивание материала обечайки притемпературе -36 °С. В целях повышения эксплуатационной надежности сосудов,работающих под давлением при отрицательных температурах, выбор материалов дляработы в таких условиях должен производиться с учетом их хладостойкости.
На ОГПЗ после12-20 лет эксплуатации оборудования обнаружены в процессе диагностированияследующие коррозионные повреждения:
1991 г – водородноерасслоение металла двадцати труб d720х22 мм трубопроводаPG 14.06.01 влажного сероводородсодержащегогаза;
1993 г. — водородноерасслоение металла четырнадцати труб d720x22 мм трубопровода PG 14.01.01влажного сероводородсодержащего газа;
1995г. — водородное расслоение (с выходом насварной шов) металла буллита 100 В01-35; водородное расслоение с зонамиступенчатого растрескивания металла сосуда 367В01 (факельная емкость);
1996г. — утонение стенки обечайки емкости741Е01 вплоть до образования сквозных повреждений;
1997г. — утонение стенки обечайки (с исходной15 мм до 6,2 мм) в районе люка-лаза конвертора 04R403; водородноерасслоение металла факельного сепаратора;
1998г. — водородное расслоение патрубка «Е»буллита 100В01-11; водородное растрескивание шириной около 450 мм металлаобечайки буллита 100В01-28; водородное расслоение площадью около 6600 мм2металла обечайки буллита 100В01-31; водородное расслоение и коррозионныеповреждения сепаратора кислого газа 2У50В01; утонение стенок до отбраковочныхзначений входных сепараторов С-190-1 и С-190-2; недопустимое утонение стенокобечаек и днищ распределительных камер теплообменников 1У, 2У 374Е-14.
По результатамтехнического диагностирования, освидетельствования и надзора за период с 1990по 1998 гг. на ОГПЗ заменены 92 технологических аппарата и теплообменника, 32 секцииагрегатов воздушного охлаждения и большое количество пучковтеплообменников (от 15 до 20 штук в год).
Только в 1998г. проведено освидетельствование 465 аппаратов, контрольная диагностика 52аппаратов и 3000 м трубопроводов. По результатам этих работ произведена замена19 аппаратов, проведен ремонт 162 аппаратов, на которых отремонтировано 454штуцера.
За этот жепериод на ОГПЗ произошли отказы: шпилек М12-М56 фланцевых соединений привоздействии коррозионной промышленной атмосферы на некоррозионностойкий металлшпилек;
насосов 100РО1,374Р06А и других — вследствие разрушения подшипников;
насосов741Н03-1, 741Н04-2 и других из-за прихватки внутренней обоймы подшипников квалу;
насосов731Р06/2, 731Р08/1 и других — вследствие потери герметичности торцевыхуплотнений;
поршневыхкомпрессоров 331К01А, 09С101В и других – вследствие разрушения штоков по резьбев месте крепления поршня;
печей 741П01,31F01 и других — из-за язвенной коррозии змеевиковкамер;
теплообменников2У70-20ЕОЗ; ЗУ70-20Е10 и других — вследствие сквозной язвенной коррозиикорпусов;
теплообменников1У372Е07А, В; 2У372Е07А, В и других — из-за язвенной коррозии пучков.
Количествозаменяемых ежегодно деталей, трубопроводов и оборудования ОГПЗ приведено втабл. 1.