锅炉水墙管高温垢下腐蚀穿孔失效分析

某企业燃生物质锅炉的三根水墙管出现穿孔泄漏。本文通过壁厚检测、材质分析、金相检验、水垢及腐蚀产物分析、力学性能试验等等对锅炉水墙管穿孔原因进行了分析,结果表明锅炉水墙管内部存在厚达4mm的水垢及腐蚀产物,水墙管壁厚出现了腐蚀减薄,向火面出现碳化物球化和力学性能下降情况,锅炉给水硬度等严重超标。管内的水垢及腐蚀产物主要为Fe_3O_4和CaSO_4等盐类。由于水墙管被较厚水垢覆盖、导热性能变差形成高温,发生了高温垢下腐蚀,并在局部形成穿孔泄漏。     

基于光电子能谱的高含水输油管道内壁腐蚀减薄试验分析

鄂尔多斯盆地高含水输油管道内壁腐蚀减薄现象普遍,腐蚀穿孔频次逐年上升,管道安全防护管理成为难题。为了识别输油管道内壁腐蚀减薄原因,作者在分析含水率、地层水水型、溶解氧对管道内腐蚀影响的基础上选择特征试验管段,基于X射线光电子能谱技术开展管道内壁厚度变化、金相组织、腐蚀产物特性、边缘腐蚀状态研究。结果表明:高含水输油管道内壁腐蚀减薄类型为Cl+O2+H2O环境下的垢下腐蚀,以溶解氧（O2）腐蚀为主,氯离子（Cl－）腐蚀为辅;内壁腐蚀减薄原因为原油含水率过高、水中氯离子含量过高、水中含有溶解氧和介质流速偏低。     

黄土塬区原油集输管道腐蚀检测及剩余寿命预测

为了识别壁厚减薄原因,掌握管道运行状态,以XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道为研究对象,绘制腐蚀开挖检测专题图,开展腐蚀产物特性、边缘腐蚀状态试验研究,预测管道剩余寿命。结果表明:目标管道以内腐蚀为主,腐蚀点沿内壁随机分布,腐蚀速度级别为"重",腐蚀程度级别为"严重";腐蚀类型为Cl+O_2+CO_2+H_2O环境下的垢下腐蚀,以溶解氧、CO_2腐蚀为主,Cl~-腐蚀为辅;腐蚀原因为介质含水率较高,流速偏低,水中含有溶解氧和CO_2,且Cl~-含量过高;目标管道最大剩余寿命为3.52年,平均剩余寿命为2~3年,F管段已达到剩余寿命极限需立即更换。     

在用液氨管道保冷层下局部腐蚀现象研究

研究了液氨管道服役之后保冷层下外表面均匀腐蚀和局部腐蚀状态,结合对管道基体材质及腐蚀产物的研究,从蚀孔的成因、形成机理、易发区域以及蚀孔的发展四个方面分析了管道局部腐蚀的成因和影响因素,提出使用中造成较大风险的是局部腐蚀,严重的局部腐蚀会导致管道的突发性破坏,而这种破坏往往难以预测。最后从局部腐蚀的内在和外在因素出发提出了在用液氨管道局部腐蚀控制建议。     

对SZS20-1.25-Q锅炉水冷壁爆管事故分析及处理措施

针对一起锅炉水冷壁爆管事故,从水冷壁的受热损坏状态、锅炉水质等方面行了分析,指出局部水冷壁直接受火焰冲刷,导致管壁金属发生严重减薄;锅炉水处理不达标,造成锅炉结垢,水冷壁金属超温过热;管内壁的汽水腐蚀、管外壁的高温氧化。由此得出造成局部水冷壁金属超温过热、高温腐蚀、磨损减薄等是导致爆管的主要原因。     

油气管道相邻双点腐蚀缺陷相互影响的有限元分析

针对油气管道上相邻双点腐蚀缺陷,利用有限元分析软件ANSYS,分别就腐蚀坑深度、腐蚀坑投影面半径、腐蚀坑间距和管材等级对腐蚀管道剩余强度的影响进行了非线性有限元分析,发现腐蚀坑间距对管道极限载荷存在影响,腐蚀坑问最大作用距离受腐蚀坑尺寸的制约,而管材等级对其没有影响．     

某化肥厂锅炉化学清洗事故分析

宜昌某化肥厂余热锅炉化学清洗后,锅筒内壁水位线以下存在轻微点状腐蚀,腐蚀坑直径约0．5-1mm,腐蚀坑深约0．1—0．3mm,且未形成致密的氧化膜,腐蚀指示片的腐蚀速率和腐蚀总量均超标。通过对此次化学清洗过程的分析,找出了造成锅炉过洗腐蚀的原因。     

某厂锅炉水冷壁管两次典型爆管失效案例分析及预防

某厂3台煤粉锅炉自投用以后频繁发生水冷壁管爆管失效,严重影响了装置的稳定运行。为了解锅炉水冷壁管发生频繁失效的原因,对其中两次典型爆管事故进行了详细的检测和分析,分析手段包括:宏观检查、壁厚测量、化学成分分析、硬度测量、金相分析、扫描电镜观察、能谱分析等。通过分析后认为其中一次爆管事故是由于锅炉水介质pH值偏高,锅炉水中杂质元素在水冷壁管表面形成积垢,导致垢下发生碱液浓缩致垢下碱腐蚀减薄导致爆管;另一次大规模爆管是由于锅炉水中漏入酸性介质后导致锅炉水pH值急剧降低,锅炉水冷壁管发生高温氫损伤导致的。基于这两次大规模爆管的失效分析结果制定了详细的改进措施,使锅炉水冷壁管发生类似失效事件的频率大大降低。     

CFB锅炉管失效原因分析及对策

针对循环流化床锅炉省煤器多根管道失效现象,通过SEM和EDS等手段对省煤器管进行形貌和成分分析。结果发现,锅炉中生物质燃料含氯量较多,燃烧后产生HCl及氯化物。HCl结合水蒸汽腐蚀管道,氯化物遇冷沉积在管道外壁,促进腐蚀进行;烟气中未熔颗粒不断冲刷管道,导致外壁氧化层磨损剥落,为腐蚀性物质的内扩散提供通道。省煤器管减薄并发生爆管的主要原因是氯腐蚀和磨损。     

二氧化碳吸收塔内壁腐蚀原因

本文介绍一台二氧化碳吸收塔内壁腐蚀状况,分析腐蚀原因是由于CO2气体压力较高,在一定温度下腐蚀生成物附着力差,塔体内壁保护膜损坏,塔体内壁局部未被MDEA溶液覆盖而引起的酸性腐蚀,提出腐蚀防护的几点建议。     

乙烯裂解炉炉管变形及开裂原因分析

某石化公司乙烯装置一炉管发生泄露,造成装置非计划停车,经切割取样后发现炉管不同部位发生蠕胀变形及开裂,该炉管服役5年,还未达到设计寿命。本文通过对比分析炉管变形区及非变形区宏观形貌、金相组织、微观形貌及裂纹、面扫描能谱分析以及腐蚀产物XRD分析等,对其变形及开裂原因进行研究。结果表明,炉管内表面渗碳严重,基体中大量碳铬化合物析出导致基体软化,晶界脆化,高温持久强度降低,炉管内壁结焦会引起局部过热,由于热膨胀系数不同造成蠕胀变形,同时装置频繁开停车产生的热疲劳,促进裂纹的形成与扩展,最终导致开裂。     

Inconel 600弯头的失效分析

采用测厚、光谱、金相、扫描电镜、能谱、X射线衍射等方法对嘉兴某厂Inconel 600管道弯头破裂原因进行分析,分析表明该管段弯头发生了严重的硫腐蚀并伴有冲刷腐蚀减薄,且同时发生再结晶现象,致使σs、σb明显下降,最后发生过载的塑性剪切断裂。另外还探讨腐蚀的机理,提出了防止该弯头破裂的方法和建议。     

电厂高温主蒸汽管在线超声导波检测方法

蒸汽管道长期在高温及应力的条件下运行,不可避免地造成高温腐蚀减薄。因此,蒸汽管道的管壁减薄的检测尤为重要。目前检测高温管道腐蚀的手段主要是采用测厚仪来测量壁厚值。弊端在于要停炉停产,拆除管道保温并打磨,只能进行局部厚度测量,无法保证检测高温蒸汽管道整体的腐蚀减薄情况;在较高的表面温度下,测厚仪的精度亦难以保证。本文基于超声导波技术的在线高温蒸汽管道的在线检测方法,采用高温导波探头,实现了在较高壁温的条件下对高温蒸汽管道的全局壁厚减薄测量缺陷检测。     

基于ASME B31G准则的油气管道腐蚀安全性评估

腐蚀是在役管道失效的最主要原因之一。腐蚀后的管道会造成局部减薄,使其局部承载力下降,一旦发生泄漏,极易发生火灾爆炸事故。采用通用的ASME B31G准则对管道进行腐蚀安全性评估,研究了不同级别管道的最大允许缺陷长度和最大安全运行压力,计算了不同腐蚀长度对管道安全性的影响,可以为管道维护策略和应急管理提供科学依据。     

基于管线积液的腐蚀位置预测研究

随着油田开采率地不断提高,油气含水率也愈来愈高。长距离输送管道输送原油时不免携带有较高的水量,从而引起管道腐蚀,腐蚀会严重影响经济效益甚至人身安全。本文通过液滴携带机理研究实际工程管道运输过程中形成积液的情况从而预测腐蚀可能性,通过计算预测可能存在积液发生腐蚀的位置并与实际中发生腐蚀的位置做对比。经验证,在腐蚀严重段的7处位置有4处预测准确。结果表明,此预测研究模型具有工程指导意义。     

循环流化床锅炉水冷壁管的腐蚀失效分析

针对某高压循环流化床锅炉水冷壁管底部弯管处爆管原因进行失效分析,通过对爆管管段进行宏观检查、化学成分分析、力学性能分析、腐蚀产物分析、金相分析以及运行期间水质化验记录调查,表明锅炉水质p H偏高时在密相区弯管处向火侧内壁发生碱浓缩引起碱腐蚀,弯管处存在的残余应力在强碱性环境下引起碱应力腐蚀,两者共同作用导致了本次爆管的发生。加强水质监控和消应力处理可有效防止碱腐蚀和碱应力腐蚀。     

气液分离器局部减薄分析及处理

某厂气液分离器投入使用9年后,在定期检验时发现局部减薄严重。根据现场发现的局部减薄情况结合气液分离器的运行工况分析了减薄原因,并利用ANSYS对其进行剩余壁厚进行强度校核,最终提出了处理意见。     

某探井P110 S油管断裂失效原因分析

通过对断裂失效的某探井P110S油管的断口形貌、载荷受力、腐蚀产物、材质性能等方面进行详细观测及试验分析,结合油管服役的井下工况条件,发现局部腐蚀部位易发生应力集中,同时管柱底部被卡受较大拉伸载荷,导致裂纹在管柱应力集中部位形核并扩展,发生应力腐蚀开裂,最后由于强度不足导致管柱在上提过程中被拉断。     

高含盐量酸性油水混合液对弯管处管线的腐蚀研究

吐哈油田输油管线弯管处频繁发生腐蚀泄漏事故,容易产生安全隐患,造成环境污染,需要针对现场腐蚀情况分析弯管泄漏原因。对管道中的油水混合液和管材进行成分检测,分析油水混合液中可能的腐蚀物质,核查管材质量是否符合国家标准GB/T 699—1999《优质碳素结构钢》,通过扫描电镜(SEM)观察腐蚀产物的微观形貌,分析弯管处流体的流动状态对腐蚀的影响,通过腐蚀产物颜色观察、EDS元素分析和XRD衍射波谱研究了腐蚀产物的组成,结合腐蚀产物的微观形貌和结构组成分析弯管的腐蚀原因。结果表明,在H2S的作用下,弯管处腐蚀产物主要为Fe S0.9,有少量的Fe S0.9被介质汇总的溶解O2氧化成S单质和Fe3O4,腐蚀产物膜呈漩涡状,并伴有微弱开裂,由于弯管处压力和动能增大并伴有强烈的二次涡流,金属表面难以附着地层砂、腐蚀产物(Fe S0.9、Fe3O4和S单质)和腐蚀垢(Ca CO3),腐蚀介质不断与新的管壁层接触,造成腐蚀加速。对于这种腐蚀情况,建议使用对油水混合液在涡流状态有针对性的H2S缓蚀剂、管材或涂层进行有效的弯管腐蚀防护。     

计量分离器至加热炉生产汇管腐蚀失效分析

计量分离器至加热炉的生产汇管,由于其输送介质的特殊性,汇管出现腐蚀失效。通过对腐蚀失效油管进行的化学成分分析、金相分析、腐蚀区域微观分析和油腐蚀产物评价,结果表明失效与材质无关,其化学成分均符合技术协议要求并由铁素体+珠光体组成。腐蚀介质中由于含有溶解氧,钢材表面发生了氧还原反应,钢材表面形成酥松的α-FeOOH,并由于氯离子的存在,最终导致生产汇管由内腐蚀发展为腐蚀穿孔。