Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ

Классификация отказов по периодам эксплуатации (рис. 196) и видам оборудования (рис. 19в и 20) показывает общую тенденцию к увеличению их количества в промежутке от 15 до 20 лет. Это объясняется повреждением насоснокомпрессорных труб и их муфт в данный период времени (рис. 20а) и проведением большого объема вырезок дефектных участков соединительных трубопроводов, обнаруженных с помощью внутритрубной дефектоскопии. По мере накопления опыта обработки данных внутритрубной дефектоскопии и в результате разработки методики оценки потенциальной опасности дефектов количество вырезок из труб удалось уменьшить (рис. 206). После 10-15-летней эксплуатации аппаратов УКПГ при проведении комплексной диагностики в металле многих из них обнаружены водородные расслоения, что обусловило необходимость замены этих аппаратов. В период эксплуатации до 20 лет наблюдалось также повышенное количество отказов деталей аппаратов УКПГ и ОГПЗ (рис. 20в). Меньше отказов оборудования и трубопроводов было отмечено во временном интервале эксплуатации более 20 лет, что объясняется отсутствием полных данных, а также проведением эффективного ингибирования коррозионных сред, своевременного контроля коррозионного состояния оборудования и выполнением планово-профилактических работ (ППР). [c.70]

Пастухов С. В, Техническое освидетельствование и коррозионное состояние оборудования ОГПУ / / Основные направления в решении проблем эксплуатации ОГКМ при 100% влажности газа в системе промысел-ОГПЗ" Материалы заседания секции НТС.— М. ИРЦ Газпром .-1994,- С, 65-70. [c.352]

Сосуды (аппараты) нефтегазоперерабатывающих заводов, изготовленные из различных сталей, работают в большом диапазоне давлений и температур в контакте с разнообразными технологическими коррозионными средами. При этом возможны все основные виды коррозионных повреждений. Существующие на настоящее время модели коррозионных процессов, как правило, рассматривают только одну комбинацию сталь - среда - температура - давление - вид коррозии , протекающую во времени и не могут быть использованы для отражения коррозионной ситуации в сложной контролируемой системе. В то же время службам технического надзора для правильного планирования технического обслуживания, диагностирования и ремонта оборудования необходимо иметь информацию о коррозионной ситуации на заводе в целом. Это определило необходимость создания модели коррозионного состояния сложных технологических систем с учетом оценки влияния основных технологических параметров на коррозионное состояние аппаратов ОГПЗ, где проводится регулярный контроль их технического состояния, по результатам которого составляются акты обследования, хранящиеся в архиве. Данная форма хранения информации не вполне пригодна для анализа технического состояния промышленных объектов и абсолютно не пригодна для прогнозирования их работоспособности. [c.196]

Наиболее сложной задачей при построении модели коррозионного поражения оборудования ОГПЗ является оценка степени влияния коррозионных сред. Обработка базы данных регулярного контроля технического состояния аппаратов позволила для каждой рабочей коррозионной среды определить максимальную, минимальную и среднеарифметическую глубину коррозии за определенный срок, пропорционально которой принимались коэффициенты влияния среды для интервала значений ( 5гаах (мм/год), к (мм/год)) И наиболее вероятного значения 5 сред (мм/год). [c.201]

Предложенный подход был использован для построения по результатам обследования ОГПЗ модели коррозионного состояния оборудования. Данные актов обследования представляли точками комплексного чертежа Радищева. Одинаковые режимы работы многих объектов обусловили наложение друг на друга отдельных точек на чертеже. В качестве параметров модели принимали следующие величины Р — давление в аппарате, МПа Г — температура, °С С — среда, Н — глубина язвенной коррозии, мм. Коррозионные среды в зависимости от степени агрессивности (глубины, вызываемой средой язвенной коррозии) объединяли следующим образом 1 — углеводороды, 2 — пар, 3 — бедный амин, 4 — богатый амин, 5 — кислый газ или конденсат. Таким образом, качественным характеристикам коррозионной среды "С" поставлены в соответствие количественные значения, при этом с точностью одно-однозначного соответствия былр выбрана линейная шкала [119]. [c.144]

Опыт эксплуатации оборудования ОГПЗ показывает, что коррозионное состояние аппаратов, контактирующих с кислыми газами при температурах выше 100°С, определяется в основном частотой их остановок. Во время остановок в аппаратах конденсируются кислые среды различного состава, содержащие НгЗ, СО2 и 502, которые вызывают интенсивную коррозию металла. [c.46]

Как показал опыт эксплуатации оборудования ОГПЗ, коррозионное состояние аппаратов, контактирующих с кислыми газами при температурах выше 100 °С, определяется в основном частотой их остановок. При остановках в аппаратах конденсируются кислые среды различного состава, содержащие HjS, СО2, SO2, вызывающие интенсивную коррозию оборудования. Основной причиной коррозии оборудования установок производства серы, эксплуатирующегося при высоких температурах, является отсутствие или недостаточно эффективная продувка его инертным газом при остановках, что приводит к образованию агрессивного конденсата. [c.48]

Аппараты ОГПЗ подвержены в основном язвенной коррозии, имеются также отказы вследствие ВР основного металла и СР сварных соединений аппаратов. Коррозионное состояние аппаратов, контактирующих с кислыми газами при температурах выше 100 С, определяется в основном частотой их остановок. При остановках в ешпаратах конденсируются кислые среды различного состава, содержащие НгЗ, СО2, ЗОг, вызывающие интенсивную коррозию оборудования. Основной причиной коррозии оборудования установок производства серы, эксплуатирующегося при высоких температурах, является отсутствие или недостаточно эффективная продувка его инертным газом при остановках, что приводит к образованию агрессивного конденсата. Трубные пучки теплообменного оборудования выходят из строя при забивке межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной коррозии металла. Причиной язвенной коррозии ребойлеров регенераторов является агрессивность гликолевого раствора, обусловленная разложением его при температуре выше 100 Си накоплением в растворе органических кислот. Язвенная коррозия в области раздела жидкой и паровой фаз ребойлеров регенераторов аминового раствора обусловлена разложением при температуре выше 121 С аминового раствора с увеличением его коррозионной активности. Отказы насосов обусловлены в основном разрушением подшипников поршневых компрессоров - разрушением штоков по резьбе в месте крепления поршня шпилек фланцевых соединений - [c.69]