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。     

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.     

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。     

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。     

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。     

一起工业锅炉氧腐蚀安全事故分析

一、事故概述 某酒店一台投用仅9个月的WNS2．5－1．0－YQ型锅炉漏水被迫停用,严重危及锅炉安全运行。经对锅炉进行内部检查发现,该锅炉炉胆内壁及烟管有大面积溃疡状腐蚀,深度达2．5mm,最大直径达70mm,其中一根烟管腐蚀穿孔导致漏水（见附图）,凹坑周围伴有鼓包状腐蚀产物,外层红褐色,内层为黑褐色。     

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。     

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。     

某热能有限公司SZL15-1．25-AⅡ锅炉酸性腐蚀原因分析

某热能有限公司SZL15-1．25-AⅡ锅炉在安装运行后4个月就发生整体减薄,通过检验对锅炉减薄原因进行分析,得出结论：SZL15-1．25-AⅡ锅炉由于运行过程中因水质管理工作不善,H离子交换器直接作为锅炉的给水,造成锅炉长期在酸性水状况下运行,致使锅炉严重酸性腐蚀;并针对上述问题提出预防措施,为今后锅炉的安全运行提供了有益帮助。     

燃煤锅炉的氧腐蚀机理研究及防护措施

针对河北省某厂的燃煤锅炉的烟管腐蚀问题,通过水质分析、采集腐蚀处的产物,进行XRD、扫描电镜、能谱分析等手段分析腐蚀产生原因和腐蚀速率的影响因素.发现烟管与水接触侧发生了氧腐蚀.水垢附着速率、溶解氧含量这两种因素对腐蚀速率影响较大.并针对锅炉材质、锅炉设计、水质处理、停炉保养、人员素质等方面提出改进措施,为今后处理类似问题提供经验和参考.     

在用液化石油气球罐焊缝及其附近母材腐蚀原因分析

对某炼油企业一台408m3液化石油气球罐在运行过程中发生的局部严重腐蚀进行了原因分析，提出了防治措施。     

电站锅炉水冷壁管腐蚀失效分析

为探究电厂水冷壁爆管事故的成因,本文对失效水冷壁管进行了宏观分析与理化分析,采用X射线衍射仪(XRD)、光学显微镜(OM)、扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)对腐蚀产物的晶体结构、腐蚀部位显微组织进行了细致分析,在此基础上对水冷壁管的腐蚀机理进行了推断,得出了该水冷壁管失效的原因是水冷壁内壁发生了局部氧腐蚀,水中的氯离子作为催化剂加快了氧腐蚀速度。     

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。     

工业锅炉底部腐蚀原因分析及预防措施

2004年3月对常州市某厂一台DZIA-13-Ⅱ型锅炉进行内部检验时，发现锅筒底部内壁腐蚀严重。该工厂共有3台同型号锅炉，此台锅炉作为备用炉，主要在热负荷不够时运行。查阅该锅炉历次检验报告及检修记录，以前未有腐蚀情况记载，此次腐蚀为首次发现。该锅炉于1993年5月出厂，1993年11投用，筒体材料为20g，未采取除氧措施。     

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减薄等主要问题,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。     

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。     

数模融合驱动的集输管道内腐蚀预测

为提升天然气集输管道内壁腐蚀深度预测精度,基于腐蚀机理模型与高斯过程回归(GPR)建立了数模融合驱动的管道内腐蚀深度预测模型。将GPR引入管道内壁腐蚀深度预测中,首先根据腐蚀深度物理模型得到线性腐蚀增量模型,并将其融入高斯过程线性核函数中;然后进一步将平方指数核函数融合至上述核函数中,提高模型局部学习能力,构建用于腐蚀深度预测的Velázquez-GP模型;最后以重庆气矿天高线B段管道内壁腐蚀监测数据为研究对象,探讨了Velázquez-GP与Velázquez模型、GPR法、GM(1, 1)法及RPGM(1, 1)法预测结果的差异。结果表明,Velázquez-GP的预测结果与实际值吻合情况最优,相对误差分布在-8%～8%,且持续20个月相对误差介于-2%～2%,均方根误差(E_RMS)为3.824 3μm,平均绝对百分比误差(E_MAP)为2.046 7%,各项评价指标均优于4种对比方法,证明了所建预测模型具有更高的预测精度及泛化能力,可有效并长期实现对管道内壁腐蚀深度的预测。     

燃煤双层炉排立式锅炉局部腐蚀特征及预防对策

盐城市某企业有一台LHG0．5-0．7-AII型燃煤双层燃烧立式锅炉．在安装投用3年后的定期检验中发现，该炉的冲天管汽相侧，有一条明显的腐蚀带，从冲天管部位的“水迹”线向上，宽约260mm，如图所示。腐蚀产物呈黑褐色，其内部为多层片状，结构紧密，附着牢固，敲击也不易脱落，最大腐蚀减薄量达6．2mm。对其腐蚀区域进行割样做金相检查，发现其组织主要成份为铁素体＋珠光体，晶粒度为6级．     

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。