对某球罐腐蚀减薄缺陷案例的分析

在对某企业的一氯甲烷球罐定期检验时,发现下极板处有麻坑腐蚀、液位分界线存在环状腐蚀缺陷。采用分析介质特性、比对承压设备损伤模式、查阅设备运行记录等方式对缺陷的形成原因进行分析。结果表明,使用单位在设备运行过程中,对水含量的控制不够严格,导致水和介质内的氯化氢共同对球罐造成了盐酸腐蚀。对使用单位提出了五点处理措施,保障了设备安全运行。     

油田污水腐蚀测试方法的评价与改进

采用自行设计的流动腐蚀测试装置并结合静态试验、大罐挂片等方法,对陕北某采油厂某注水站的腐蚀状况进行了监测评价,对腐蚀后试片进行了电镜扫描分析。结果显示:静态腐蚀速率为0.046 9~0.055 2mm/a,流动腐蚀速率为0.5126~0.529 9mm/a,大罐腐蚀速率为0.325 0~0.341 4mm/a,静态腐蚀测试法所测得的腐蚀速率与实际腐蚀速率差异较大,且不能真实反映实际中的点蚀、坑蚀等局部腐蚀情况;自行设计的流动腐蚀测试装置测试数据与大罐挂片所测的腐蚀速率更为接近。     

轧板厂生产的部分专用钢板

一、压力容器用系列钢板轧板厂生产压力容器用专用钢板已形成系列化。根据用户需要,可按GB6654～1996或YB/T40～87生产牌号为16MnR的压力容器用钢板。其主要用途为制造容积为50m~3以上二、三类压力容器和球罐,也用于制造多层热态容器、多层包扎容器,还可按企业标准Q/WG(Z、B)、几卑号为WDL610D,WDL61OE等生产低焊接裂纹敏感性压力容器用钢板、高性能、低温、中温、常温压力容器用WHD1、WHD3、WHD4、WH400、WH510、WH530、WH590、WHZ1,WHZ2,WHZ3钢板。其供货尺寸为12～60×1500～245O×4000～12000(mm),性能优良,可探伤交货,在内拥有众多用户,可制造400～4000m~3球罐。如正在运行使用的大庆石化总厂1500m~3大型球罐,北京燕山石化大乙烯球罐等均为武钢产     

轻污油罐腐蚀原因分析及防腐措施建议

炼油企业在炼制高硫原油后，各类储罐因所储油品中含有的活性硫含量不同而腐蚀情况也不尽相同，轻污油球罐作为储存高硫介质轻污油较为特殊的储罐，腐蚀问题尤其突出。文章通过对轻污油罐实际腐蚀情况分析以及金属储罐防腐技术的对比，采取了有针对性的防腐措施，以确保轻污油球罐长周期安全运行。     

分馏塔顶循环系统换热器腐蚀分析及改进

对催化裂化装置分馏塔顶循环系统换热器管束腐蚀原因进行分析,换热器管外壁为H2S-HCl-NH3-H20型全面腐蚀;管内为氯离子及氧的去极化引起的点蚀.根据实际使用条件,将换热器管束材料改为稀土合金09Cr2A1MoRE钢,解决管束腐蚀问题,保证设备长周期运行.     

自动节能润滑器的研制与应用

注水泵在运转过程中,容易受到从柱塞与盘根之间渗漏的污水影响,造成密封函、柱塞、泵头等部件发生腐蚀,柱塞表面点蚀加速盘根磨损,漏失量加大对环境造成污染,各部件严重腐蚀甚至造成报废,影响注水泵的正常运行,研发的自动节能润滑器解决了污水渗漏造成各部件的腐蚀损坏、更换盘根频繁、劳动强度大的诸多缺点。本文主要介绍了自动节能润滑器的结构原理及该工具的现场应用效果。     

冷熔焊补修复技术与应用

采用冷熔焊补技术快速修复机械零部件。用此技术修复了除焦器活塞与原油阀门杆研伤，修复高温高压法兰密封面腐蚀坑点、冲蚀的沟槽及碰撞伤痕，出料泵200mm长度的裂纹以及汽轮机轴两端磨损0．5mm的轴颈。     

采用新型测试装置在高含H_2S油田现场检测腐蚀

为了在某油田开展长周期现场腐蚀试验,设计并加工了一种特殊的腐蚀检测装置。介绍了该现场腐蚀检测装置的安装方法和检测流程。将几种典型的试验材料,如L80碳钢、P110S碳钢和13Cr不锈钢安装在试验短接上,在油田现场试验,实际试验周期98 d,比推荐的标准试验周期3个月更长。通过试验评价了均匀腐蚀速率和点蚀,碳钢表面存在点蚀,13Cr表面无点蚀。试验结果表明:长周期现场腐蚀测试结果比室内短周期测试的可靠性更高。     

阴极保护和缓蚀剂在油气管道防腐中的应用

近年来,随着高科技的不断发展,我国的社会生产力有了进一步提高。而油气管道作为我国的核心工程之一,它在工作的过程当中却出现了严重腐蚀的现象。这不仅严重影响油气管道的运行效率,还大大提高了油气管道企业的投资成本。于是,为了有效地防止油气管道腐蚀,将阴极保护技术和缓蚀剂合理地应用在油气管道当中的研究是极其重要的。因此,本文将对阴极保护和缓蚀剂在油气管道防腐中的应用进行深入的分析与探究。     

炼油厂常压储罐RBI评估与腐蚀检查

对炼油厂26台常压储罐进行RBI评估,识别损伤机理,确定检验时间,制定检验策略。评估结果:原油罐T01A-F、渣油罐T03A/B、石脑油罐T04A-C为中高风险,其余储罐为中风险和低风险。腐蚀检查结果:在运行近乎相同的时间后,原油罐、渣油罐、石脑油罐防腐层破损情况较为严重,且渣油罐和石脑油罐均发现明显腐蚀坑,与RBI评估结果基本一致。     

输油站场工艺管道检测常见问题分析

长输管线的输油站场具有点多、线长,所处地理位置、运行环境不同,现检测的工艺管线均已服役多年。近几年来,利用相控阵、导波、漏磁等技术对各输油处的站场工艺管道进行检测,依据检测结果分析了各站场的工艺管道的腐蚀程度及类型,认为管道外腐蚀大多数腐蚀穿孔点集中在三个地段,内腐蚀严重的多数发生在管道的底部位置,并针对内外腐蚀提出了防护措施。     

天然气集输管道损害因素分析及治理措施探讨

众所周知,天然气中含有O2、H2S、CO2等腐蚀介质,极有可能导致管材出现缝隙、电偶、点蚀等局部腐蚀现象,也正是此原因导致天然气输管道发生损害,如不妥善处理则会影响天然气集输管理运行效率。当前国内外多运用涂层、缓蚀剂、阴极保护等技术治理天然气集输管道损害,更好地保护管材。对此,文章则从天然气集输管道损害因素为切入点并在此基础上提出相应的治理措施,望给予相关工作人员提供参考。     

PD-201加氢反应器腐蚀原因分析及修复

通过现场拍摄的PD-201加氢反应器腐蚀照片,依据氢腐蚀及孔蚀的原理,探讨了加氢反应器腐蚀原因,提出并实施了修复方案,修复后的PD-201加氢反应器运行1年,未发现修复处有异常腐蚀。     

LPG球罐破裂失效分析及预防

介绍了LPG球罐破裂事故,通过断口分析、金相检验、电镜和能谱分析,腐蚀产物分析,探讨了球罐破裂的原因,并提出相应的预防措施和建议.     

锅筒腐蚀的修理

我市运输公司1982年购进一台无锡县第二锅炉厂。(现改名为太湖锅炉厂)生产的KZG-8型锅炉,1988年经检查发现锅筒底部有严重的腐蚀坑10余处。一般面积为20～30mm~2、深2.5～3mm、最深达4.5mm(锅筒实测壁厚9.7mm),超过国家标准的规定。经分析后我们决定采用焊补工艺进行修理。由于锅炉设计问题,没有人孔,维修人员无法进入底部修理。因此,我们将第3回程烟管自上而下沿边缘抽掉10根烟管和2根拉管(见图),这样,修理人员     

纺丝机二浴槽改进

我公司纺丝机为Lenzing进口设备,近两年来,二浴槽的腐蚀日趋严重,甚至二浴从浴槽底部的漏点渗出,又腐蚀到导丝盘支架及部分机架,降低了纺丝机的使用寿命。 二浴槽中液体介质组成:H2SO4 40～60g/L,Na2SO4 80g/L,ZnSO4 2g/L,CO2 10mg/L,H2S微量,其余为水。工作温度80-100℃。 由于二浴中含有严重超标的氯离子,在00Cr20Ni25Mo5Cu2金属板表面形成点蚀,且在其焊接、折弯处形成应力腐蚀,最终     

换热器腐蚀诊断与寿命预测

腐蚀学科作为材料科学的一门边缘科学正不断地得到发展,腐蚀的防护与控制正在生产实际中不断地得到应用。但对腐蚀的评定在我国尚未形成定型的理论和方法,特别是在腐蚀的诊断与寿命的预测方面。为此,找到一种方法简单、理论可靠的实际应用方法,对现阶段指导生产十分有益。在化工生产设备中,换热器所占比例很大,一般约40％左右,其材料一般为碳钢及合金钢等,由于介质、温度、压力、环境、结构、应力水平等的不同,对其腐蚀的评定是很复杂的。从换热器的腐蚀失效形式来看,失效大都发生在管子及管板处,以管子最为严重和普遍,而在管子上又是以点蚀居多,并进一步引起失效穿孔。     

制糖蒸发罐内加热管孔蚀控制

制糖厂制糖工艺采用碳酸法澄清,蒸发罐采用标准式,建厂初期内加热管采用一般钢管,腐蚀现象严重,每两年左右需更换一次。80年代初期更换为不锈钢管(1Cr18Ni9Ti),十余年来未发生严重的腐蚀。1993年榨季结束后,清洗设备的过程中发现了孔蚀至管穿透现象。     

气化废热炉管失效分析及检修

分析合成氨装置谢尔气化废热锅炉管板及盘管外表面出现的点状腐蚀坑及穿孔原因,发现材料为13CrMo44的盘管外表面有点状腐蚀坑及穿孔的原因属于吸氧电化学腐蚀,给出相应解决措施和废热锅炉更换盘管的检修过程。     

漆膜完整性对海洋服役金属构架腐蚀行为的影响

采用浸泡法表征了漆膜防腐涂层损伤前后海上金属构架在飞溅区与全浸区的腐蚀行为。分别模拟了漆膜完整、破损、保护漆膜破损等构件的腐蚀行为。缺陷采用人工制备，直径约为2 mm，深度以曝露出金属基体为标准。实验溶液为模拟海水溶液，漆膜破损区域分别浸泡在溶液/气界面与溶液中，浸泡周期为60天。液面循环振动以此模拟海水飞溅区的腐蚀环境。采用金相显微镜、扫描电子显微镜（SEM）分析了漆膜特征、损伤区及周边区域的腐蚀形貌。结果表明，防腐漆膜层破损前能够有效保护基体免受腐蚀。漆膜破损后，破损区周边漆膜覆盖区域未发生腐蚀；处于飞溅区、全浸区的破损处，金属构件的局部腐蚀速率约为0.46、0.21 mm/a，分别发生极严重、严重腐蚀行为。