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管道维修补强技术及其发展趋势 总被引:1,自引:0,他引:1
管道进行检测-评估-维修补强是保证管道完整性的一个有效的作业链,管道维修补强技术是保证管道完整性和延长管道使用寿命的重要手段。本文对迄今为止管道维修补强的有关方法进行了总结归类,并对其各自的优缺点进行了对比。总结认为,迄今国内外用于管道维修补强的方法大致可以归结为焊接类型、夹具类型和纤维复合材料类型三大类,并可以细分为堆焊、打补丁、打套袖、夹具、夹具注环氧、玻璃纤维复合材料和碳纤维复合材料等七小类。尽管这些方法各有优点,但总的来说,碳纤维复合材料补强技术是综合性能最优,是目前最有应用前景的维修补强技术。 相似文献
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高压直流接地极对埋地管道的电流干扰及人身安全距离 总被引:1,自引:0,他引:1
高压直流输电系统的直流接地极在运行初期或发生故障和检修时,会产生瞬间大电流,给附近埋地油气管道设施及操作人员带来极大的安全隐患。为了保障埋地管道附近人员的安全,对高压直流接地极对埋地管道的电流干扰及人身安全距离(以下简称安全距离)进行了研究。首先利用数值模拟技术建立了埋地管道受电磁干扰的模型,进而利用该模型计算了不同土壤电阻率、管线长度、管道防腐层、接地极入地电流、管道尺寸等情况下,高压直流接地极对埋地管道杂散电流干扰的安全距离,并分析了上述条件对高压直流接地极干扰程度的影响规律。研究结果表明:①管线长度对高压直流接地极干扰程度的影响较大,管线越长,安全距离越大,但当管线长度达到或超过600 km时,安全距离则基本不变;②管线涂层对高压直流接地极干扰程度的影响较大,随着涂层面电阻率的增加,安全距离逐渐增大;③对于多层土壤结构,可将最大的单层电阻率作为整体电阻率,其计算得到的安全距离最大,评价结果也更为保守。结论认为,利用计算结果得到的4类长度管线的安全距离图谱,可供高压直流接地极及管线设计时参考,并且可以作为拟建高压直流接地极或埋地管线安全距离选取的依据。 相似文献
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概述了国内外硫化物应力腐蚀开裂(SSC)试验的相关标准及推荐方法的评定指标,结合油气井SSC风险分布、井下油套管的受力情况与抗SSC性能检测的目的,选取了标准拉伸试验法(NACE TM 0177中的A法)作为抗硫油套管抗SSC性能的检测方法,并给出了详细的结果评定方法.以110TS套管为例,利用标准拉伸试验法对其抗SSC性能进行了检测.结果 表明:通过标准拉伸法可有效地检测出抗SSC性能不迭标的油套管,避免其流入后续的生产环节,引发生产与安全事故. 相似文献
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利用腐蚀挂片试验与循环极化测试的方法,结合光学显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等测试手段研究了2205双相不锈钢在南海水下170m海水中的腐蚀行为。结果表明:2205双相不锈钢在深海环境中发生了局部腐蚀;浸泡初期,不锈钢表面形成微生物保护膜,在微生物膜的保护下其耐蚀性能提高;随着浸泡时间的延长,微生物死亡、脱落,失去对金属基体的保护作用,导致不锈钢耐蚀性能下降;同时,残留的微生物膜与不锈钢基体间形成缝隙,在溶解氧与Cl~-作用下发生缝隙腐蚀,形成局部腐蚀坑。 相似文献
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为了研究3PE防腐蚀层服役过程中的失效问题,采用现场测试、实验室分析和模拟试验等方法对服役中3PE防腐蚀层的剥离问题进行了分析,并对其寿命进行了预测。结果表明:生产过程中表面处理、环氧粉末喷涂等工艺控制不当,服役过程中防腐蚀层破损、阴极保护电位过负等环境因素,均会导致3PE防腐蚀层的剥离;同样的电流密度下,随着时间的延长,阴极剥离距离逐渐增加,且在试验前期增加较快,在试验后期增加变缓;相同时间下,施加的电流密度越高,阴极剥离距离越大,3PE防腐蚀层的特征寿命与电流密度的倒数呈指数关系。 相似文献
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