液化气球罐应力腐蚀开裂试验研究

由于炼制进口高硫原油,在炼油球罐检验中发现越来越多的内表面应力腐蚀裂纹。对球罐应力腐蚀开裂的原因和主要影响因素进行分析。从液化石油气球罐的安全性出发,采用线弹性断裂力学方法,针对16MnR和SPV50Q球罐所用钢材,在分析湿硫化氢环境下应力腐蚀开裂形式的基础上,通过改进的WOL预裂纹试样的应力腐蚀开裂试验,对不同球罐所用钢材、不同硫化氢浓度、不同焊接状态条件下的应力腐蚀开裂进行研究,并对设备所采用的材料、所处的介质浓度、材料的热处理状况等进行分析,并提出了防止对策。该方法也适用于液化石油气球罐应力腐蚀开裂,以预测事故的发生。     

储氢气瓶用钢4130X的氢脆敏感性试验研究

针对储氢气瓶设计制造中的材料与氢气介质的相容性问题,本文参考ISO 11114-4:2005标准及应力腐蚀试验方法,分别采用CT、WOL试样对4130X材料的抗氢致开裂能力进行了试验研究。CT试验结果显示4130X材料在标准所要求的加载条件下,在90℃、90MPa的氢气环境中具有良好的抗氢致开裂能力;WOL试验结果证明4130X的应力强度因子K_I加载至53.39MPa·m~(1/2)时,不会发生氢致开裂现象。在后续研究中,应增大加载的K_I值,以得到材料在高压氢气环境中的临界应力强度因子KIH值。     

煤制气注入对储气库井油管腐蚀行为分析北大核心CSCD

为解析煤制气中CO_(2)和H_(2)共存环境下不同材质油管的腐蚀行为,促进煤制气技术发展,结合文23储气库工况,分别对P110 Cr13S、L8013Cr、P110(低碳合金钢)3种材质油管进行汽液两相动态高温高压腐蚀试验和应力腐蚀开裂试验,并利用扫描电子显微镜(SEM)和能谱分析仪(EDS)分析腐蚀产物,研究了CO_(2)环境、CO_(2)和H_(2)共存环境下3种材质油管的腐蚀行为。结果表明:2种环境下3种材质油管腐蚀速率从小到大均为P110 Cr13S、L8013Cr、P110;煤制气中H_(2)不会导致3种材质油管发生氢致开裂,可使油管表面腐蚀产物膜鼓泡破裂造成腐蚀加剧,但因Cr_(2)O_(3)膜的保护,H_(2)对P110 Cr13S、L8013Cr等13Cr耐蚀管材影响不大,主要加速了P110碳钢的腐蚀;在高质量浓度氯离子下P110 Cr13S材质抗点蚀能力优于L8013Cr材质。因此,建议文23储气库优先选用P110 Cr13S材质油管。     

塔河油田站间伴生气管线腐蚀风险评价

塔河油田某站间伴生气管线输送气体H2S含量较高,若管线发生腐蚀,导致伴生气泄漏会污染环境,造成人员伤害,因此对该管线的腐蚀风险进行了评估。评估结果认为该管线在目前的运行工况和腐蚀环境下,使用GB 6479—2000的20#钢适用于SSC2酸性环境,不会发生硫化物应力腐蚀开裂;预测腐蚀速率为0.51 mm/a,以H2S为主的腐蚀可能产生严重的局部腐蚀或点蚀,需定期进行腐蚀监测。     

换热器换热管氯离子应力腐蚀开裂事故案例分析

项目投产运行后大约一年时间,水煤气废热锅炉、低压锅炉给水加热器、低压废热锅炉的换热管先后数次开裂泄漏。在事故现场勘查的基础上,对换热管进行了涡流探伤、渗透检测、化学成分分析、力学性能试验、金相组织分析、扫描电镜分析、能谱分析,得出事故产生原因:当环境、应力、材料的共同作用时,满足了氯离子应力腐蚀开裂需要的条件,开始产生大量自外表面向内扩展的裂纹,最终造成换热器换热管氯离子应力腐蚀开裂事故。     

液化石油气储罐鼓包原因分析

氢致开裂是湿硫化氢环境下压力容器用低合金钢环境开裂的主要类型。本文阐述了氢诱发裂纹的产生机理和影响因素,指出高浓度的硫化氢和一定的水分是导致16MnR钢制储罐分层和鼓包的直接原因,并对预防和改进措施提出了建议。     

浅析液化石油气贮罐氢鼓泡现象

液化石油气贮罐在运行过程中,因受到介质中杂质的侵蚀,使其材质发生劣化、厚度减薄、强度下降,从而造成严重的隐患和事故。而杂质中的H2S则是最具破坏力的因素,钢材在含H2S的水溶液中发生应力腐蚀现象,产生氢鼓泡,最终产生裂纹,造成设备的损坏。     

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。     

压力容器安全技术基础知识讲座(八)

压力容器运行一段时间后,由于压力,温度频繁交变的作用会引起材料疲劳;介质的腐蚀会造成器壁变薄甚至产生应力腐蚀开裂,或者安全阀(或爆破片)失灵;即使是符合设计和制造规范要求的容器,在恶劣的使用条件下,原先允许存在的缺陷也会逐渐扩展或产生新的缺陷。这些都能造成压力容器破坏及人身伤亡事故。对压力容器进行检验,能及早发现并消除缺陷,或者采取有效措施,把缺陷控制在安全范围之内,从而保证压力容器的安全使用。     

670MW超临界锅炉TP347H再热器管失效分析

通过宏观检查、力学性能试验、金相检验、微观形貌观察及化学成分分析等方法,对某670MW超临界锅炉TP347H末级再热器爆管进行了失效分析。结果表明:管子弯头未固溶处理导致材料存在较高的残余应力和位错密度,残余应力和位错在奥氏体耐热钢敏化温度区间会加速晶界处富Cr碳化物M23C6的析出,造成晶界贫铬,严重降低了晶界的耐腐蚀性能。再热器管弯头在应力和腐蚀介质的交互作用下产生了应力腐蚀裂纹,长时间运行导致裂纹扩展,从而导致爆管。为避免类似事故,提出了几点预防措施。     

油品储罐H_2S对铁锈腐蚀产物自燃性研究

为了分析有氧条件下H2S对铁锈腐蚀产物的自燃性,模拟含硫油品储罐中铁锈(Fe2O3:75%;Fe(OH)3:7%;Fe3O4:18%)在有氧条件下与H2S气体的反应试验。将铁锈与H2S气体、O2按不同比例混合形成的混合物进行反应,再进行所得产物的氧化反应。采用X射线衍射分析法鉴定混合气体与铁锈的反应产物,并研究不同初始O2体积分数下的混合气体与铁锈的反应及其产物的再氧化反应,通过温度变化评价铁锈与H2S气体反应产物的自燃性。结果表明,在有氧条件下,H2S对铁锈腐蚀产物主要是FeS;随着初始O2体积分数的增加,铁锈与H2S的反应伴随其产物的氧化反应,HS对铁锈腐蚀产物的量减小,这种产物再氧化自燃性降低。     

塔河油田集输管线20#钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

为充分了解20#钢在塔河油田集输管线工况环境中的腐蚀行为,采用高温高压釜研究CO2/H2S分压比、温度和pH值对20#钢在CO2/H2S环境中的腐蚀规律的影响,并利用扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物形貌特征。结果表明:CO2分压不变时,随着H2S分压的增加,20#钢的腐蚀速率先增大后减小,H2S分压为0.01 MPa时的腐蚀速率达到最大0.435 mm/a;随着温度的升高,20#钢的腐蚀速率逐渐增大,在100℃时腐蚀速率高达2.280 mm/a;CO2控制下20#钢的腐蚀速率随着pH值的增大而减小;H2S控制下20#钢的腐蚀速率随着pH值的增大而增大。     

基于参考应力法的海底腐蚀管道剩余强度评价

在役海底管道所处海洋环境恶劣,管道发生腐蚀后剩余强度降低。为了更加准确地计算管道的剩余强度,基于ANSYS非线性有限元模拟,采用参考应力法,研究了参考应力分别为(SMYS+SMTS)/2,1.1SMYS,SMYS+69,0.8SMTS,0.9SMTS,SMTS的海底管道剩余强度,将结果与爆破实验数据作对比,提出了参考应力和流变应力取值的推荐算法。研究结果表明,在海底腐蚀管道剩余强度有限元分析中,对于X46,X60和X80管道,建议分别使用(SMYS+SMTS)/2,0.9SMTS和SMTS作为参考应力;推荐使用(SMYS+SMTS)/2, SMYS+69和 1.1SMYS三者中的最大值作为流变应力。     

丁二烯装置基于风险的检验技术应用

采用RBI技术对丁二烯装置进行风险评估,经分析装置存在的主要损伤机理有碱应力腐蚀开裂、有机酸腐蚀、冷却水腐蚀、冲刷腐蚀和丁二烯自聚等,装置的风险由失效后果主导,失效可能性较高的评估.单元集中在脱重冷凝系统和薄壁小直径管道。根据基于风险的检验策略对装置实施检验,检验过程中发现装置存在脱重冷凝系统设备应力腐蚀开裂、一萃塔系统换热器点蚀、接管角焊缝开裂和压力管道腐蚀減薄等主要问题,检验检测结果与风险评估过程中识别的损伤机理和薄弱环节保持一致。     

基于灰色支持向量机的湿天然气集输管道腐蚀研究

湿天然气集输管道系统运行时间长,管道腐蚀严重,失效泄漏事故频发,其系统风险评价面临诸多问题,因而研究其腐蚀率预测有重要意义。基于灰色支持向量机(GSVM)方法,综合考虑管道材质及其各种影响因素,对其进行灰色相关分析,并根据结果选取有较高相关度的影响因子作为输入变量,将腐蚀率作为目标输出函数,建立湿天然气集输管道腐蚀预测模型。并通过实证分析比较,发现用该模型计算出的管道腐蚀率平均相对误差较小,其预测结果与实际值吻合程度较高,使预测精度得到提高。     

原油脱除硫化氢技术新进展

原油中的硫化氢不仅会腐蚀设备、管道,降低原油品质,而且会严重威胁人身安全,因此在原油集输过程中脱硫是一个重要的环节。与天然气的脱硫化氢技术相比,国内的原油脱硫化氢技术还不够成熟,所以有必要开展原油脱硫化氢的技术研究。在广泛调研国内外文献的基础上,分析了原油物理脱硫技术、化学脱硫技术和生物脱硫技术的新进展,发现物理法脱硫是主要的脱硫技术,优质脱硫剂的研发是化学脱硫的关键但其效率受多因素影响,微生物竞争排斥技术是很具潜力的生物脱硫技术。     

Safety and reliability assessment of external corrosion defects assessment of buried pipelines—soil interface: A mechanisms and FE study

Due to local liquid accumulation (AL) in the low-lying section of the buried natural gas pipeline, external corrosion will occur at the interface between the pipeline and the soil. External corrosion will produce pit defects, which will reduce the bearing capacity of the pipeline and affect the normal operation of the pipeline. In addition, corrosion group defects can interact with each other. Thus, the service life of the pipeline is seriously affected. In this work, a case of local corrosion failure of the pipeline caused by liquid accumulation on-site is presented. The importance of this work is verified by experiment and field excavation. Besides, based on the Mises-Stress yield criterion, nonlinear analysis was carried out with the finite element method (FEM). The effects of internal pressure, corrosion pit defect size, internal and external wall corrosion, corrosion pit group, and different types of volumetric corrosion pit defects on the failure of L360QS steel pipe were analyzed with consideration of the effects of axial and circumferential zones of corrosion pits. These correlations have not been seen in previous studies. The FE results make up for the disadvantage that the corrosion is simplified to equal depth corrosion in the code, which will underestimate the residual strength of the actual corroded pipeline and lead to unnecessary repair or replacement. The results provide a reference for failure analysis and strength evaluation of buried L360QS steel pipe with corrosion defect.     

基于RBI的碳五石油树脂装置风险评估分析

从技术特点、实施效用等方面,对QRA与RBI两类风险评估技术进行比较,选择使用RBI技术方法对碳五石油树脂装置内静设备及管道实施风险评估。运用挪威船级社的ORBIT Onshore软件定量计算评估范围内设备、管道风险值,评定风险等级,辨识隐患设备,然后从后果、可能性两方面分析产生风险的主要影响因素,经分析得知碳五石油树脂装置受H2S、HCl腐蚀减薄影响轻微,但NaOH导致的碱应力腐蚀对聚合反应后序工段中部分管道设备失效可能性影响较大。最后根据装置内存在的不同损伤机理提出检验优化策略,为装置定期检验工作提供科学的决策支持。