稀土合金防护层在液化气球罐中的应用

介绍了某厂液化气球罐内壁腐蚀情况,通过分析是因为球罐内壁存在应力腐蚀(SSCC)环境,造成球罐内壁焊道的热影响区出现裂纹,影响球罐的安全使用.阐述采用稀土合金(Zare)涂层可以解决球罐内壁应力腐蚀的问题,并说明了球罐内壁防腐涂装的工艺技术条件.     

钢材抗湿硫化氢应力腐蚀开裂性能评定方法——简支梁式试验

本文介绍一种测定钢材抗湿硫化氢应力腐蚀开裂(SSCC)性能的名义应力试验方法。     

液化气球罐裂纹分析及处理

针对液化气球罐检验中发现的表面裂纹,分析了裂纹成因是湿硫化氢应力腐蚀,由湿硫化氢引起腐蚀开裂的形式包括氢鼓泡(HB)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)和应力导向氢致开裂(SOHIC),论证了氢致裂纹较易于硫化物应力腐蚀裂纹发生,氢致裂纹产生后,在随后的高应力作用下,转化为硫化物应力腐蚀裂纹。裂纹打磨消除后通过安全评定避免对球罐进行补焊处理,在球罐内表面喷涂稀土合金防腐层,有效地解决了湿硫化氢应力腐蚀问题。     

液化石油气球罐的安全设计

本文概述了国内液化石油气球罐的特点,提出了这种球罐的设计原则。根据设计原则,应用材料的硫化氢应力腐蚀试验数据和工程断裂力学方法,确定了球壳板材料和许用应力、球壳焊缝角变形和错边量的控制条件,球壳裂纹不扩展的允许尺寸。提出了液化石油气球罐安全设计的初步规定。     

3000m^3丙烷球罐有限元分析

随着球罐设计容积的增大,用分析法对其进行设计越来越必要.采用ABAQUS有限元程序.对3 000 m3球罐的应力进行了分析计算.球罐内的介质为丙烷,球罐使用的材料为15 MnNbR钢板.计算表明,球罐球壳部分的最大应力值为232 MPa,小于材料的许用应力值,设备是安全的.球壳部分最大位移值为60.84 mm.支柱部分最大应力值为319 MPa,支柱最大位移为64.35 mm.     

球罐应力腐蚀开裂分析及防止对策

介绍了广州分公司液化气球罐、液态烃球罐和精丙烯球罐应力腐蚀的状况,分析了发生应力腐蚀的原因和机理,并从选材、结构设计和制造工艺诸方面提出了防止应力腐蚀的措施。     

X80焊管H_2S环境应力腐蚀开裂行为研究

采用三点弯曲加载法和微电极扫描测试技术,研究了X80高强度级管线钢及其焊缝区的抗H2S环境应力腐蚀开裂(SSCC)行为。测定了焊接接头的显微硬度分布,分析了显微组织结构、力学性能及抗腐蚀性能之间的相关性。研究表明,热影响区(HAZ)对应力腐蚀开裂最为敏感,母材的纵向和横向取样对应力腐蚀敏感性影响不显著,薄壁管材比厚壁管材有较好的抗H2S环境应力腐蚀性能。HAZ晶粒粗大、硬度高,局部腐蚀倾向大,由此导致该区SSCC敏感性高。     

一起JFE-HITEN61OU2钢制球罐应力腐蚀开裂案例分析

对珠海某企业1台4000m~3丙烷球罐进行定期检验,发现球罐焊缝处存在多条裂纹。运用宏观检测、硬度测试、金相分析、扫描电镜及能谱分析等方法,并将该材料应力腐蚀开裂与Q345R材料非应力腐蚀开裂裂纹对比分析,结果表明:该球罐焊缝处裂纹主要是在特定海洋气候环境下承受拉应力,导致应力腐蚀开裂。本文为海洋气候环境下的球罐防腐提出了建议措施。     

球罐应力腐蚀开裂分析及对策

由于炼制进口中东高硫原油,在近几年的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了分析,并提出了防止对策。     

硫化氢应力腐蚀与硬度控制

围绕液化石油气球罐的开罐检查 ,分析了硫化氢应力腐蚀开裂与焊接接头硬度之间的相互关系 ,以及开罐检查中硬度测定的重要性     

低合金高强钢球罐抗无水氨应力腐蚀的研究

本文分析了低合金高强钢CF62无水氨球罐的应力腐蚀影响因素和预防措施。经过整体消除应力退火处理,消除了制造和焊接过程的残余应力。使用多年,未发现应力腐蚀裂纹。理论分析和实践证明,球罐整体消除应力退火处理和除氧气操作是防止应力腐蚀开裂的关键作用。     

液化石油气球罐腐蚀分析及管理

通过对炼油厂储存液态烃球罐的腐蚀环境及维修历史的分析、腐蚀介质对球罐腐蚀的类型及其机理的探讨,得出引起LPG球罐腐蚀主要因素是硫化物应力腐蚀。提出加强球罐日常运行中的腐蚀物检测、控制H2S质量浓度10mg／L内、H2S含量超标的LPG停留球罐时间不超过48h、腐蚀裂纹维修后球罐表面硬度控制在HB200内并且作应力消除处理及做好球罐防腐等方式,是控制硫化物应力腐蚀的现实可行的管理方法,可以消除长周期运行中球罐内可能的腐蚀介质对球罐带来的安全影响。     

1000m3N-TuF50钢制球罐裂纹形成分析

1000m³N-TuF50钢制球罐,在使用中发生应力腐蚀现象,使球罐表面产生裂纹;裂纹形成后不断扩展,严重地威胁安全生产。通过检验与分析,探讨了裂纹的性质及形成的有关因素,为防止球罐应力腐蚀的发生和裂纹的修复提供了科学依据。     

1Cr18Ni9Ti钢的抗硫化物应力腐蚀开裂性能试验

1Cr18Ni9Ti钢是最常用的耐腐蚀材料之一。本文介绍这种钢材经固溶处理后,在硫化物环境中具有良好的耐均匀腐蚀能力和耐应力腐蚀开裂性能。但经冷加工或焊接后,它的抗硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)性能明显变坏。焊接后,焊缝及其相邻区域的碳化铬析出,使其周围的贫铬区内出现马氏体。冷加工后,钢内则出现形变马氏体。马氏体对SSCC敏感,一旦存在马氏体,即使钢的硬度值不大于HRC22,马氏体对SSCC仍然敏感。     

ZARE技术在含硫化物液态烃球罐的应用

液态烃球罐发生应力腐蚀开裂,主要是由于湿硫化氢发生电化学反应造成。针对含硫化物的液态烃球罐在国内石化领域检测发现大量腐蚀裂纹,提出防止球罐应力腐蚀的一项专有ZARE技术,旨在预防和降低液态烃球罐发生应力腐蚀开裂的风险,降低液态烃球罐的使用风险,ZARE技术本质属于阴极保护技术,已在国内10家炼化企业使用,取得了初步成效,ZARE技术有望在国内炼化企业推广使用。     

4000m~3球罐裂纹成因分析

两台4 000 m~3轻质石脑油球罐使用拔头油后,产生了大量裂纹,根据球罐理化检测结果,结合拔头油的生产工艺,对H_2S应力腐蚀的成因进行了分析,验证了H_2S阳极溶解型应力腐蚀破坏机理,提出了防止球罐产生裂纹应注意的若干问题。     

治理球罐SSCC的ZARE阴极保护技术应用实践与展望

应对国内炼化企业炼制含硫原油导致液态烃球罐发生的应力腐蚀开裂事件不断增多的问题,笔者经过九年的探索,提出一项具有针对性的防止或抑制球罐发生硫化物应力腐蚀的一项ZARE阴极保护技术,意在预防和降低液态烃球罐发生硫化物应力腐蚀开裂的使用风险,提高球罐的安全使用寿命。ZARE技术已经在国内十几家炼化企业得到应用,成为国内炼化企业治理球罐发生硫化物应力腐蚀开裂的一个选择性技术。     

液化石油气球罐硫化物应力腐蚀开裂分析及防止对策

介绍了G1003LPG球罐3次开罐检查的情况,分析了罐体发生硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)的主要原因,阐述了缺陷修复情况及应注意的问题,并提出了防止硫化物应力腐蚀开裂的措施。     

在役球罐埋藏裂纹的容限评定及研究

为简化球罐埋藏裂纹的评定方法,提高在役球罐的安全使用性能,在宽板试验中试验了宽板的3种屈服模式和2个临界裂纹尺寸,在该基础上定义:当名义应变达到2倍屈服应变时,而裂纹尚未开裂的最大裂纹尺寸称为球罐的全面屈服临界裂纹尺寸。论证了容许裂纹尺寸2a_(cm)的安全性。由于球罐结构和应力分析较简单,合适采用该种简化了的而又十分安全的评定方法。     

20号钢管焊接接头硫化物应力腐蚀敏感性试验

通过C型环试样应力腐蚀敏感性试验,评定了不同焊条焊接20号钢管在硫化氢介质中的应力腐蚀开裂的敏感性以及焊后热处理对SSCC的影响。实验结果表明：J422焊条焊接的焊接接头比J507焊条焊接的抗SSCC性能好,焊后热处理可以降低SSCC敏感性。