Химическое сопротивление материалов и защита оборудования нефтегазопереработки от коррозии. Кац Н.Г - 385 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

СамГТУ | Самара

Составители: 

Рубрика: 

383
При разработке противокоррозионных мероприятий следует учи-
тывать особенности коррозионных разрушений аппаратуры и эконо-
мически приемлемые сроки эксплуатации оборудования НПЗ. Обыч-
но принимаются следующие сроки:
– 5 лет – для трубопроводов из углеродистой стали, трубных пуч-
ков и трубных решеток в теплообменниках из углеродистой стали,
для арматуры и элементов проточной части насосов;
– 10 лет – для трубопроводов из сплавов и высоколегированных
сталей, внутренних съемных элементов в реакторах и сосудах, для
печных змеевиков, корпусов насосов, трубных пучков и трубных ре-
шеток в теплообменниках из цветных сплавов и высоколегированных
сталей, для кожухов теплообменников низкого давления;
– 20 лет – для реакторов и сосудов высокого давления, ректифи-
кационных колонн и кожухов теплообменников высокого давления.
В табл. 8.2 представлены рекомендации по материальному
оформлению оборудования и трубопроводов основных технологиче-
ских установок нефтеперерабатывающих заводов.
8.2. Коррозия установок электрообессоливания
и электрообезвоживания нефти (ЭЛОУ)
Основной агрессивной средой на ЭЛОУ является отстой, состав
которого представляет собой деэмульгированную из нефти пласто-
вую воду, в различной пропорции разбавленную пресной водой. Аг-
рессивность этих вод увеличивается с уменьшением рН, повышением
температуры и содержания кислорода.
Опыт эксплуатации ЭЛОУ выявил разъедание подогревателей
сырой нефти. У них наиболее уязвимы трубки пучков, срок службы
которых составляет от 1,5 до 3,0 года и зависит от применяемого де-
эмульгатора, причем теплообменники типа «труба в трубе» имеют
больший срок службы благодаря более толстым стенкам теплопере-
дающей поверхности. Возможен также выход из строя подогревате-
лей из-за язвенной коррозии под воздействием греющего пара [2].

Страницы