Qu'est-ce qu'un récipient sous pression pétrochimique?

Qu'est-ce qu'un récipient sous pression pétrochimique?

Pour répondre à la question fondamentale:Qu'est-ce qu'un récipient sous pression pétrochimique et en quoi diffère-t-il des équipements sous pression industriels généraux?Un récipient sous pression pétrochimique est un récipient sous pression codé ASME Section VIII conçu spécifiquement pour le service de traitement des hydrocarbures, conçu pour résister à des températures élevées (-46°C à 540°C),les pressions élevées (0.1 à 20 MPa) et environnements chimiques agressifs, y compris le sulfure d'hydrogène, l'hydrogène et l'acide fluorhydrique.Ces récipients sont conformes à des normes industrielles supplémentaires telles que l'API 660 (échangeurs de chaleur en coque et en tube), API 661 (échangeurs refroidis à l'air) et NACE MR0175 / ISO 15156 pour le service des gaz acides lorsque la pression partielle H2S est supérieure à 0,05 kPa,exigeant des matériaux à dureté contrôlée et un traitement thermique post-soudure (PWHT) pour prévenir le craquage par contrainte par sulfure (SSC).

1Principes de conception de base des récipients sous pression pétrochimiques

La conception de récipients pétrochimiques va au-delà des calculs de pression de la section VIII de l'ASME pour s'attaquer à la fragilité de l'hydrogène, à la fragilité de la température, à la dégradation du service acide,et les charges thermiques cycliques propres aux environnements de traitement des hydrocarbures.

• NACE MR0175 Conformité au service acide:Lorsque les flux de processus contiennent du H2S à des pressions partielles supérieures à 0,05 kPa (0,0007 psi) et à des pressions totales supérieures à 0,45 MPa (65 psi), le récipient relève des exigences de la NACE MR0175 / ISO 15156 en matière de service acide.Les composants en acier au carbone doivent être limités à une dureté maximale de 22 HRC, avec zones affectées par la chaleur (HAZ) contrôlées à Vickers HV10 ≤ 248.11/22) require PWHT at 620-690°C for 1-2 hours per 25 mm thickness to reduce residual stresses below 20% of yield strength and temper hard martensitic microstructures susceptible to *sulfide stress cracking (SSC)*.
• Dégradation à haute température par hydrogène:Dans les unités d'hydroprocessage (hydrotraitures, hydrocrackers), les récipients fonctionnent avec des pressions partielles d'hydrogène de 3 à 20 MPa à 350 à 450°C. La sélection des matériaux est effectuée selon l'API 941 (courbes de Nelson),qui définissent l'enveloppe de fonctionnement sécuritaire pour l'acier au carboneAu-dessus de la limite de la courbe de Nelson, l'attaque d'hydrogène à haute température (HTHA) provoque la formation de bulles de méthane et des fissures.Le paramètre *Larson-Miller* LMP = T(20 + log t) * 10−3 prédit la durée de vie de la rupture par rampage, où T est la température en Kelvin et t est l'heure, ce qui guide les marges de conception pour une durée de vie de 20 ans.
• Prévention de la fragilité par température:Les aciers à faible alliage Cr-Mo à température de 350 à 575 °C sont sensibles à la fragilité de la température, à la séparation des limites des grains de P, Sn, Sb,et comme éléments qui augmentent la température de transition ductile-fragile (DBTT)Le facteur *J* = (Si + Mn) * (P + Sn) * 104 doit être maintenu en dessous de 100 pour les récipients 2,25Cr-1Mo, obtenu en spécifiant l'acier à faible impureté (P ≤ 0,010%, Sn ≤ 0,005%).Le traitement thermique par refroidissement par étape pendant la fabrication vérifie un décalage DBTT de ≤ 28°C, assurant un démarrage sûr à la température ambiante sans fracture fragile.

2Principaux types de récipients sous pression pétrochimiques

Les complexes pétrochimiques déploient une famille de récipients sous pression, chacun optimisé pour une opération d'unité spécifique dans la chaîne de raffinage et de synthèse chimique.Trois grandes catégories représentent la majorité des installations de terrain:

• Réacteurs à hydroprocessage:Ces réacteurs à paroi forgée à paroi épaisse (100-250 mm) fonctionnent à 8-20 MPa et 350-450 °C en hydrotraitement et en hydrocraquage.25 V (modifié au vanadium pour une meilleure résistance à la rampe)Le paramètre Larson-Miller* vérifie une durée de vie de rupture de 200 000 heures à température de conception.Poids des navires de 500 à 1, 500 tonnes nécessitent des grues spéciales de transport et de levage lourd pour l'installation sur le terrain, le soudage sur le terrain et le PWHT étant effectués selon les exigences communes de l'API 660/ASME.
• Pour les appareils de traitement de la chaleur:Conçus selon les normes API 620/660 et TEMA Classe R, ces récipients gèrent l'échange de chaleur entre l'alimentation et les effluents, le réchauffement et la condensation dans des unités pétrochimiques.,une longueur de tube de 6 à 12 m et un nombre de tubes de 200 à 5000Les matériaux varient de l'acier au carbone (SA-516 Gr.70) pour le service d'hydrocarbures légers au duplex 2205 pour l'eau de refroidissement contenant du chlorure.Le coefficient de correction * log différence de température moyenne (LMTD) * Ft > 0.75 est maintenue par des arrangements de tubes à plusieurs passages (1-2, 2-4 ou TEMA G à débit divisé).
• Les récipients à séparateur triphasé:Les navires horizontaux ASME (2-4 m de diamètre, 6-15 m de longueur) séparent le pétrole, le gaz et l'eau dans les installations pétrochimiques en amont et en milieu de la chaîne.1 à 10 MPa à température de conception comprise entre -46°C et 200°C, ils intègrent des dispositifs d'admission (de type vanne ou cyclonique), des extracteurs de brouillard (fil de filet ou paquet de vannes) et des plaques de barrage pour le contrôle de l'interface huile-eau.Les temps de séjour de 1 à 5 minutes dans la section liquide assurent la déposition des gouttelettes d'eau de 100 μm+., calculé selon la loi de Stokes: vs = g· ((ρw-ρo) · d2 / (18· μo).

Matrice de comparaison des types de récipients sous pression pétrochimiques

Questions fréquemment posées

Q: Qu'est-ce qui déclenche la classification NACE MR0175 du service acide pour un récipient sous pression pétrochimique?

R: La classification de service acide est déclenchée lorsque le flux de procédé contient de l'H2S à une pression partielle supérieure à 0,05 kPa (0,0007 psia) à des pressions totales supérieures à 0,45 MPa (65 psia).Le craquage par contrainte au sulfure (SSC) devient un mode de défaillance crédible pour les aciers au carbone et aux aciers à faible alliage. La NACE MR0175/ISO 15156 impose une dureté maximale (22 HRC pour l'acier au carbone), des exigences en matière de PWHT et des restrictions de matériaux pour éviter les défaillances fragiles du SSC le long de la zone affectée par la chaleur.

Q: Comment la courbe API 941 Nelson guide la sélection des matériaux pour le service à l'hydrogène?

R: La courbe de Nelson trace la pression partielle de l'hydrogène par rapport à la température de fonctionnement, définissant des zones de fonctionnement sûres pour chaque qualité d'acier.Au-dessus de luiPour les appareils de traitement des déchets, il est nécessaire d'utiliser des déchets d'une puissance supérieure à 1,25Cr-0,5Mo (SA-387 Gr.11); pour les appareils de plus grande intensité, il est nécessaire d'utiliser 2,25Cr-1Mo (SA-387 Gr.22) ou 2,25Cr-1Mo-0,25V modifiés au vanadium.Le dépassement de la limite de courbe présente un risque d'attaque d'hydrogène à haute température (HTHA), provoquant une formation irréversible de bulles de méthane et des fissures dans l'acier.

Q: Qu'est-ce que le facteur J et pourquoi est-il essentiel pour les récipients pétrochimiques 2,25Cr-1Mo?

R: Le facteur J = (Si + Mn) * (P + Sn) * 104 quantifie la sensibilité à la fragilité de la température dans les aciers Cr-Mo à faible alliage.Un facteur J inférieur à 100 assure que la séparation des éléments de tramp (P) à la limite des grains, Sn, Sb, As) reste inférieure au seuil qui augmente la température de transition ductile-fragile (DBTT) de plus de 28 °C pendant le refroidissement par étapes.Récipients dont le risque de fracture fragile lors du démarrage à froid est supérieur à J > 100, car le DBTT peut dépasser la température ambiante après des années de service à haute température.

Q: Quelle est la durée minimale de séjour pour une séparation triphasée efficace dans un séparateur pétrochimique?

R: Le temps de séjour de la section liquide doit être suffisant pour que les gouttelettes d'eau ≥ 100 μm se déposent de la phase huileuse.la vitesse de sédimentation terminale pour les gouttelettes de 100 μm dans le brut léger (μo = 5 cP), Δρ = 100 kg/m3) est d'environ 0,001 m/s. Pour une profondeur de liquide de 2 m, cela prend 2 000 secondes (33 minutes), mais avec des aides de coalescence,des temps de séjour pratiques de 1 à 5 minutes permettent d'éliminer plus de 95% d'eau pour les gouttelettes ≥ 150 μm.

Les étiquettes:Réacteur en acier inoxydable,Système de réacteur chimique,Réacteur chimique industriel