O que é um recipiente de pressão petroquímico?

O que é um recipiente de pressão petroquímico?

Respondendo à questão central:O que é um recipiente de pressão petroquímico, e como é que ele difere do equipamento de pressão industrial geral?Um recipiente sob pressão petroquímico é um recipiente sob pressão codificado na secção VIII da ASME, concebido especificamente para o serviço de processamento de hidrocarbonetos, concebido para suportar temperaturas elevadas (-46°C a 540°C),pressões elevadas (0.1-20 MPa), e ambientes químicos agressivos, incluindo sulfeto de hidrogénio, hidrogénio e ácido fluorídrico.Estes recipientes cumprem normas industriais adicionais, tais como a API 660 (intercambiadores de calor de tubos e conchas), API 661 (intercambiadores arrefecidos a ar) e NACE MR0175 / ISO 15156 para o serviço de gás ácido em que a pressão parcial de H2S exceda 0,05 kPa,que exige materiais com dureza controlada e tratamento térmico pós-soldas (PWHT) para evitar a fissuração por tensão por sulfeto (SSC).

1Princípios básicos de concepção de recipientes de pressão petroquímicos

O projeto de recipientes petroquímicos vai além dos cálculos de pressão da secção VIII da ASME para abordar a fragilidade do hidrogénio, a fragilidade do temperamento, a degradação do serviço ácido,e cargas térmicas cíclicas exclusivas dos ambientes de processamento de hidrocarbonetos.

• NACE MR0175 Conformidade com o serviço ácido:Quando os fluxos de processo contêm H2S a pressões parciais superiores a 0,05 kPa (0,0007 psi) a pressões totais superiores a 0,45 MPa (65 psi), o recipiente é abrangido pelos requisitos de serviço ácido da NACE MR0175 / ISO 15156.Os componentes de aço carbono devem ser limitados a uma dureza máxima de 22 HRC, com zonas afectadas pelo calor (HAZ) controladas para 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)*.
• Danos causados pelo hidrogénio e degradação a altas temperaturas:Nas unidades de hidroprocessamento (hidrotratadores, hidrocrackers), os recipientes operam com pressões parciais de hidrogénio de 3-20 MPa a 350-450°C. A selecção do material segue a API 941 (curvas de Nelson),que definem o limite de segurança de funcionamento do aço carbonoAcima do limite da curva de Nelson, o ataque de hidrogênio de alta temperatura (HTHA) causa a formação de bolhas de metano e fissura.O parâmetro * Larson-Miller * LMP = T ((20 + log t) * 10−3 prevê a vida da ruptura de rastejamento, onde T é a temperatura em Kelvin e t é horas, orientando as margens de projeto para 20 anos de vida útil.
• Prevenção da fragilidade da temperatura:Os aços de baixa liga Cr-Mo a 350-575°C são suscetíveis à fragilização temperada ̇ segregação dos limites dos grãos de P, Sn, Sb,e Como elementos que elevam a temperatura de transição de dúctil a quebradiça (DBTT)O fator J = (Si + Mn) * (P + Sn) * 104 deve ser mantido abaixo de 100 para recipientes de 2,25Cr-1Mo, obtido especificando aço de baixa impureza (P ≤ 0,010%, Sn ≤ 0,005%).Tratamento térmico de arrefecimento por etapas durante a fabricação verifica uma mudança de DBTT de ≤ 28°C, assegurando uma arrancada segura a partir da temperatura ambiente sem fracturas frágeis.

2Principais tipos de recipientes de pressão petroquímicos

Os complexos petroquímicos utilizam uma família de recipientes sob pressão, cada um otimizado para uma operação de unidade específica dentro da cadeia de refinação e síntese química.Três grandes categorias representam a maioria das instalações de campo:

• Reatores de hidroprocessamento:Estes reatores de parede espessa (100-250 mm) de parede forjada operam a 8-20 MPa e 350-450 °C em hidrotratamento e hidrocracagem.25 V (modificado com vanádio para melhorar a resistência ao arrastamento)O parâmetro Larson-Miller verifica uma duração de ruptura de arrasto de 200 000 horas à temperatura de projeto.Pesos dos recipientes de 500-1, 500 toneladas requerem guindastes especiais de transporte e de elevação pesada para a instalação em campo, com soldagem em campo e PWHT realizadas de acordo com os requisitos comuns da API 660/ASME.
• Naves de trocador de calor de tubos e conchas:Projetados para API 620/660 e TEMA Classe R, estes recipientes lidam com troca de calor de alimentação / efluente, reboiling e condensação em unidades petroquímicas.,comprimentos de tubos de 6 a 12 m e contagens de tubos de 200 a 5000Os materiais variam de aço carbono (SA-516 Gr.70) para o serviço de hidrocarbonetos leves a duplex 2205 para água de refrigeração contendo cloreto.O fator de correcção * log diferença de temperatura média (LMTD) * Ft > 0.75 é mantido através de arranjos de tubos de passagem múltipla (1-2, 2-4, ou conchas TEMA G de fluxo dividido).
• Dispositivos de separação trifásica:Embarcações horizontais ASME (2-4 m de diâmetro, 6-15 m de comprimento) separam petróleo, gás e água em instalações petroquímicas a montante e a meio.1-10 MPa com temperaturas de projecto de -46°C a 200°C, incorporam dispositivos de entrada (tipo de veleira ou ciclónica), extractores de névoa (malha de arame ou pacotes de veleiras) e placas de barragem para controlo da interface óleo-água.Os tempos de permanência de 1 a 5 minutos na secção líquida asseguram a fixação das gotículas de 100 μm+ de água., calculado pela lei de Stokes: vs = g· ((ρw-ρo) · d2 / (18· μo).

Tipos de recipientes de pressão petroquímicos Matriz de comparação

Perguntas Frequentes (FAQ)

P: O que desencadeia a classificação NACE MR0175 de serviço ácido para um recipiente de pressão petroquímico?

R: A classificação de serviço ácido é acionada quando o fluxo de processo contém H2S a uma pressão parcial superior a 0,05 kPa (0,0007 psia) a pressões totais superiores a 0,45 MPa (65 psia).O craqueamento por tensão por sulfeto (SSC) torna-se um modo de falha credível para aços de carbono e de baixa ligaA NACE MR0175 / ISO 15156 exige dureza máxima (22 HRC para aço carbono), requisitos PWHT e restrições de materiais para evitar falhas de SSC frágeis ao longo da zona afetada pelo calor.

P: Como a curva API 941 Nelson orienta a seleção de materiais para o serviço de hidrogênio?

R: A curva de Nelson traça a pressão parcial do hidrogénio em relação à temperatura de funcionamento, definindo zonas de funcionamento seguras para cada grau de aço.Acima dele., 1,25Cr-0,5Mo (SA-387 Gr.11) é exigido; em maior gravidade, é especificado 2,25Cr-1Mo (SA-387 Gr.22) ou 2,25Cr-1Mo-0,25V modificado por vanádio.O excesso do limite da curva corre o risco de ataque de hidrogénio a alta temperatura (HTHA), causando a formação irreversível de bolhas de metano e fissuras dentro do aço.

P: O que é o fator J e por que é crítico para vasos petroquímicos de 2,25Cr-1Mo?

R: O fator J = (Si + Mn) * (P + Sn) * 104 quantifica a susceptibilidade à friabilidade do temperamento nos aços de baixa liga Cr-Mo.Um fator J inferior a 100 garante que a separação entre os grãos e os elementos tramp (P, Sn, Sb, As) permanece abaixo do limiar que eleva a temperatura de transição de dúctil para frágil (DBTT) em mais de 28°C durante o arrefecimento por etapas.Naves com J > 100 risco de fratura frágil durante o arranque a frio, uma vez que o DBTT pode deslocar-se acima da temperatura ambiente após anos de serviço a altas temperaturas.

P: Qual é o tempo mínimo de permanência para uma separação efetiva em três fases num separador petroquímico?

A: O tempo de residência da secção líquida deve ser suficiente para que as gotas de água ≥ 100 μm se depositem na fase do óleo.A velocidade de sedimentação terminal para gotículas de 100 μm em petróleo bruto leve (μo = 5 cP), Δρ = 100 kg/m3) é aproximadamente 0,001 m/s. Para uma profundidade de líquido de 2 m, isto requer 2.000 segundos (33 minutos), mas com auxiliares de coalescência,Os tempos práticos de residência de 1 a 5 minutos permitem uma remoção da água superior a 95% para gotículas ≥ 150 μm.

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