催化裂化装置中大型波纹管膨胀节失效分析

对某石化公司催化裂化装置中泄漏的大型波纹管膨胀节进行了失效分析.结果表明,应力腐蚀是该膨胀节失效的主要原因,而局部的点蚀和残余应力、工作应力是应力腐蚀的必要条件.     

SUS304不锈钢膨胀节腐蚀失效分析

分析了杭州市热力管道膨胀节腐蚀失效的原因。SUS304不锈钢波纹管在制作过程中的塑性变形造成的残余应力使得表面出现滑移台阶，导致钝化膜破裂。CEBF耐腐蚀涂层在高温下起泡破损失去保护作用，该不锈钢膨胀节在电化学腐蚀和残余应力双重作用下腐蚀泄漏。为解决SUS304不锈钢波纹管应力腐蚀开裂问题提出了一些可行建议。     

催化裂化装置膨胀节失效原因与措施

针对大连石化公司催化裂化装置膨胀节的失效，利用电子能谱(EDX)、SEM电镜扫描等手段对失效膨胀节进行检测分析，得出膨胀节失效的主要原因是膨胀节的工作温度正处于其敏化温度，膨胀节在各种残余应力和硫酸、连多硫酸等特定腐蚀介质共同作用下发生的应力腐蚀开裂导致的失效，并首次提出采用填料函结构来补偿冷热变形的解决方案，使用效果极好.      

地下用波纹管的腐蚀行为及对策

作为膨胀节用的不锈钢波纹管用在地下管道中，若与污水或污泥接触，由于Ｃｌ＾－含量较高，会产生腐蚀，阴极保护是简便可行的防止腐蚀的方法之一。     

不锈钢波纹管膨胀节早期断裂原因分析

采用化学成分分析、断口宏观检查、金相检验、扫描电镜观察及能谱分析等方法对0Cr18Ni9不锈钢波纹管膨胀节早期断裂的失效原因进行了检验和分析。结果表明:该不锈钢波纹管膨胀节的断裂属脆性断裂,其早期断裂的主要原因是波纹管材料固溶处理不当,晶界存在大量网状碳化物导致其塑性降低,从而使得材料在较大变形时容易产生早期断裂。     

换热器波纹管失效分析

某种换热器的主要换热元件波纹管使用后发生严重损坏。采用光学显微镜、扫描电镜和X射线能谱（EDS）等手段对失效波纹管进行断口宏、微观分析、能谱分析、金相检验及化学成分分析,以确定其失效原因。结果表明：该波纹管的失效性质为应力腐蚀,波纹管断口形貌以沿晶断裂为主,断口上可见明显的腐蚀产物,断口内壁有明显的腐蚀坑和由腐蚀坑发展的裂纹,能谱分析结果表明断口腐蚀产物中含有一定量的S和Cl元素;分析认为波纹管在加工过程中的残余应力和使用环境中的Cl-是导致其发生应力腐蚀的主要原因,此外材料中Cr含量偏低也是导致其发生应力腐蚀的另一原因。     

湿硫化氢环境膨胀节开裂失效分析

通过对失效的321奥氏体不锈钢膨胀节的化学成分、力学性能、磁性、金相、断口形貌和能谱等分析,判断该膨胀节失效原因为湿硫化氢环境下的氢致开裂和应力导向氢致开裂。膨胀节材料在冷成型过程中,由于加工硬化产生了大量的形变马氏体是失效的根本因素。分析了该膨胀节的腐蚀环境因素、应力因素和材料因素,提出了预防和改进措施。     

316L不锈钢波纹管泄漏原因分析

316L不锈钢波纹管在装配使用一个月后发生泄漏。采用体视显微镜、扫描电子显微镜、光学显微镜和化学分析仪,对失效波纹管进行了断口宏微观观察、金相组织检查和化学成分分析。结果表明：裂纹起始于波纹管内壁波峰处,其周围存在大量腐蚀产物,主要以穿晶裂纹为主,沿圆周方向穿透管壁而形成泄漏点。分析认为,波纹管失效性质为典型的应力腐蚀,失效原因为高温下波纹管内壁在海水强腐蚀性环境和较大拉应力共同作用下产生应力腐蚀开裂所致。     

电流互感器腐蚀失效原因

采用化学成分分析、金相显微镜、扫描电镜和X光衍射仪等手段对某变电站电流互感器0Cr18Ni9奥氏体不锈钢膨胀节失效事故、膨胀节泄漏孔及其它部位材质进行了分析,并研究了导致0Cr18Ni9奥氏体不锈钢材料膨胀节泄漏原因.结果表明,此次电站电流互感器失效原因为外部环境对不锈钢产生的点状电化学腐蚀引起的,膨胀节表面状态的不连续性及外部环境潮湿,环境介质中含有S、Cl等元素成分是造成点腐蚀的主要原因.     

输送石瑙油用304不锈钢波纹管腐蚀失效分析

利用光学显微镜(OM)、扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射仪(XRD)对某化工厂输送石脑油用304不锈钢波纹管腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,管道顶部的局部腐蚀是造成波纹管腐蚀失效的主要原因。石瑙油挥发的腐蚀性气体为点蚀创造了外部条件,波纹管顶部组织的不均匀是促成点蚀的内在原因。     

LN2—3井油管腐蚀行为

采用一种实用的评价油管腐蚀状况的挂片装置,通过扫描电镜和Ｘ射线衍射仪对腐蚀产物分析,结合仿真模拟试验,研究了ＬＮ２－３井油管的腐蚀现状,结果表明,ＬＮ２－３井油管的腐蚀中度腐蚀．     

油井的腐蚀原因与防护措施

结合吉林油田的实际,根据其水质特点分析了油井腐蚀的原因及影响因素,并提出了油井防 腐蚀措施.     

中原油田文一联至柳屯油库输油管线腐蚀调查

对输油管线内、外腐蚀情况进行了调查和腐蚀因素的分析：管线输送介质为脱水原油，长期运行形成管道底部污水沉积，污水介质偏酸性，含有大量硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和碳酸氢根、氯离子腐蚀促进剂，造成内腐蚀穿孔；管线外壁防护层一半以上老化破损，且土壤含盐量高，电阻率低，pH低，造成管道外腐蚀穿孔。建议对管内投加适当的化学药剂，管外补加阴极保护。     

大型原油储罐内壁底板腐蚀机理及防护措施

大型原油储罐底板腐蚀是影响和决定油罐服役寿命的关键问题。原油本身并不具备强腐蚀性,油品在开采过程中常夹杂一定水和腐蚀性介质,在长期存储过程中"水沉油浮",腐蚀性沉积水在油罐底部聚集,使罐底长期处于沉积水浸没状态。沉积水成分复杂,含有大量氯离子、硫酸盐和厌氧微生物,这些介质使油罐罐底处于强腐蚀环境,对油罐底板产生持续腐蚀。同时,浮顶油罐立柱的冲击和振动、液体紊流和原油压力会加速油罐底板腐蚀失效。详细探讨了油罐罐底的腐蚀机理和失效衍化机制,分析罐底在沉积水环境中的腐蚀形式,包括电化学腐蚀、冲刷腐蚀、堆积腐蚀、微生物腐蚀以及焊缝腐蚀等,介绍了环氧类、聚氨酯类、富锌底漆类、氟碳类等重防腐涂层的发展现状,分析了油罐防护所采用的重防腐涂料技术,提出了油罐底板防护的未来研究方向。     

黄磷尾气燃气锅炉的腐蚀行为

采用实验室加速腐蚀实验对比研究316L、304不锈钢和20^#锅炉钢(记为20g)在模拟黄磷尾气腐蚀环境条件下的腐蚀性能。结果表明,316L不锈钢的耐蚀性要优于304不锈钢和20g,在250℃~300℃时304和316L不锈钢均发生酸蒸汽的露点腐蚀,且 304不锈钢出现较为严重的孔蚀现象。     

铜铬合金在二氧化硫环境中的腐蚀行为

采用SEM、XPS等测试方法,研究了铜铬合金在二氧化硫环境中的腐蚀情况。结果表明,铜铬合金的耐蚀性较纯铜的耐蚀性有一定程度的提高;XPS分析显示,当合金试样在腐蚀环境中的增重量不再随时间发生变化时,合金表面的腐蚀产物以铜的硫酸盐为主,腐蚀产物中没有发现含Cr相的存在;另一方面,由于合金中低含量的Cr不能在试样表面独立成膜,所以合金耐蚀性的提高很大程度上依赖于致密腐蚀产物层对合金基体的保护作用。     

咪唑啉类缓蚀剂研究和应用的进展

    综述了由于自然条件(如潮湿空气、酸雨等)、工业酸洗、油气井酸化等原因,不同腐蚀介质的腐蚀机理,咪唑啉类化合物作为一类新型、低毒、高效的水基缓蚀剂,它的应用很好的抑制和减缓了金属腐蚀;概述了咪唑啉类缓蚀剂在不同腐蚀环境下的缓蚀效果以及咪唑啉类缓蚀剂在模拟腐蚀介质体系的应用新进展.     

江苏油田韦2块集输管线腐蚀原因分析与对策

通过对韦2块采出水和腐蚀产物的分析以及对管材的分析,认为集输管线的腐蚀与水中硫化物含量高,以及碳酸氢盐较高,电导率高有关。分析认为,在现有的几种防护方法中,较好的是添加缓蚀剂并对管内壁采用防腐蚀涂层的方法。     

原油成品油罐的腐蚀评估

钢质储油罐的腐蚀问题一直是影响其安全运行的主要因素，文章就钢质储油罐的腐蚀现状、评价及其剩余使用寿命的估测介绍了一整套评测方法。具体阐述了利用极值统计中的二重指数分布公式、Gumbel概率纸作图法和幕指数形式的局部腐蚀进展公式来估算最大腐蚀坑深及储罐使用寿命的方法和步骤，对正确地开展储油罐腐蚀评价具有重要的指导意义。     

用电化学阻抗谱(EIS)研究环氧树脂涂层的防腐蚀性能

测试了环氧树脂/钢体系在3.5%NaCl溶液中的电化学阻抗谱,并结合激光拉曼光谱测量和扫描电镜观察,系统地研究了有机涂层/金属体系性能与失效过程。重点在于涂层内部腐蚀性介质的传输以及涂层/金属界面发生的变化。结果表明:浸泡初期阻抗减小,中期阻抗增大,后期阻抗又减小,这与界面处生成的腐蚀产物膜有关。随着涂层在电解质溶液中浸泡时间的延长,涂层中Cl-浓度增加,破坏了界面处的腐蚀产物膜。