热喷涂技术在液化气球罐氢鼓包防治中的应用

2002年10月河南油田石蜡精细化工厂的一台200m3液化气球罐在压力容器定检中，在一块瓜片上发现10处鼓包。经南阳市锅炉压力容器检验所检验，该容器安全等级定为4级，允许监控使用一年。该厂共有液化气球罐15台，从50～2000m3，而出现氢鼓包，尚属首次。相关资料表明，液化气储罐一旦出现氢鼓包，其发展为开裂的速度是惊人的，往往在一年之内。因此，探索氢鼓包的防治，对避免液化气泄漏、着火甚至爆炸是十分重要的。1球罐概况1.1技术参数设计压力1.6MPa容积200m3设计温度50℃壁厚30mm材质16MnR介质液化石油气支柱数量6公称直径7100mm操作…     

120米~3球罐摘除坏片,更换新片的方法

我公司承建牡丹江炼油厂两台120M~3球罐的拼装、焊接工程。该球罐的主要技术参数如下:球罐内径6100mm、壁厚24mm、材质16MnR、设计压力16kg/cm~2。球罐在拼装前按炼化建“403-77”规范对球片进行了超声波探伤抽查,其抽查率为35％,且每带不少于2片,检查结果均符合“JB 1150-73”压力容器用钢板超声波标准Ⅲ级规定的要求,而在球片进行开坡口时,发现没有超探过的球片中有夹层缺陷,经超声波探伤确认缺陷已超过规范要求。为确保球罐工程质量,我们对全部球片进行了超探(包括已组焊完毕的球片)。先后发现三块不合格的球片,其中一     

在用球罐的裂纹分析及修复

某油田公司液化气罐区4台400m^3液化气球罐,发现有不同程度的裂纹,为此从组装、焊接、材质、机械损伤、应力腐蚀这5个方面分析了球罐安装过程中导致裂纹产生的主要因素：针对4台球罐的具体情况,又从线能量的控制、焊缝表面缺陷的修复、内部缺陷的修复、球罐热处理等方面提出了修复措施。实践证明,修复措施可靠,保证了球罐的安全运行。     

1500m^3液化气球罐裂纹缺陷分析及修复

某石化公司液化气球罐内表面经MT检验发现存在许多裂纹,其中有一台球罐焊缝处2奈裂纹最为严重,长度约为1000mm,裂纹最深处达10mm。在现场勘验及实验的基础上,文章分析了球罐裂纹产生的原因,探讨了该球罐修复工艺、整体热处理及修复后的强度校核,并提出了预防H2S腐蚀的一些措施,确保该装置重新安全、稳定投入运行。     

设备及公用工程

TE6 83.3　TE980 .5 2 0 0 4 0 14 6 3锅炉停车防腐保护试验〔刊〕/朱泽华 ,于萍… (中国石油化工股份有限公司巴陵分公司 )∥化工进展 .- 2 0 0 3,2 2 (4 ) .- 4 30～ 4 32TE96 2 0 0 4 0 14 6 4加氢换热器壳程出口弯头开裂失效分析〔刊〕/柴可良 ,彭琼… (中石油兰州石化炼油厂 )∥石油化工设备 .- 2 0 0 3,32 (2 ) .- 15～ 17　　E30 1B换热器壳程出口弯头与第一个变径接管法兰焊缝处发现一长 2 6mm的横向穿透性裂纹 ,解剖弯头后 ,发现在内壁近缝区还有大量横向裂纹。分析确认 ,这些裂纹是起源于焊接延迟裂纹的湿硫化氢应力腐蚀开裂…     

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。     

球形储罐冬季整体热处理

2004年～2005年在大庆炼化公司30×104t/a聚丙烯工程中,大庆油田建设集团化建公司承建了1台4000m3液化气球形储罐,设计压力是1.77MPa,设计最低温度是-26.3℃,母材选用16MnDR,壁厚40mm。于2004年12月21日进行现场最后一次无损检测合格后,为防止球罐在冬季低温的情况下,出现延迟裂纹,于2005年1月2日进行了现场焊后消应力的整体热处理(否则,必须给球罐搭设保温棚,并24h保持保温棚内温度不低于零上5℃,且要持续一个冬季,这样就造成了成本的巨额增加)。球罐产品试板的力学性能试验均一次合格。此次整体热处理是采用高速喷嘴内部燃油法进行的。…     

1500m^3液化石油气球罐残余应力分析

1台 15 0 0m3的 16MnR液化石油气球罐 ,建造时经过整体热处理 ,运行 4a后在检修中发现大量裂纹。用X射线法对该球罐进行了系统的残余应力测试 ,分析了大量裂纹与残余应力水平的关系。对出现裂纹最多的区域和未见裂纹的区域分别进行考察 ,结果表明 ,焊缝附近残余应力总体水平较高 ,内壁赤道带焊缝处残余应力高达 0 .72σs,显示当初的热处理效果不理想。球罐大修补焊及整圈热处理后在相同位置重新进行测试 ,结果表明 ,残余应力大幅度降低 ,整体下降约 5 0 % ,热处理效果良好。同时解决了X射线应力仪现场垂直方向测试的技术问题     

延炼进行炉内清灰改善炉管传热条件

延炼常压装置设计规模 1× 10 6ｔ/ａ ,加热炉负荷 17 5ＭＷ ,加热四路闪底油。炉底设 8台燃烧器 ,辐射段传热面积 4 35ｍ2 、对流室 2 39ｍ2 。蒸汽过段 30ｍ2 ,炉管材质为 2 0 #锅炉钢。热管式空预器设在炉顶 ,预热后空气由Ｙ4 - 73- 11型鼓风机送入炉内。对流室一侧设 4台蒸汽吹灰器。该炉自 1993年 8月投用以来 ,主要烧自产常压渣油、间断掺烧少量瓦斯。 1996年 3月前 ,负荷率只有60 %左右 ,加热炉工况还能适应。以后处理量增加到 4 0 0 0～ 5 30 0ｔ/ｄ ,燃烧器使用个数由 3个增为 5～ 6个 ,炉内时出现燃烧不完全 ,飘冒黑烟。 1996年 1…     

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中国大庆喇萨杏油田伴生气甲烷含量为 73.4 %～ 88.1% ,采用氨制冷和丙烷制冷的 10套浅冷装置回收C3 + 轻烃组分 ,制冷深度为 - 2 0～ - 35℃ ,丙烷收率为 18.2 %～ 4 7.1% ,C2 + 组分的回收率只有 5 2 .72 % ,轻烃资源回收率低。在对大庆油田伴生气冷凝规律研究的基础上 ,提出了浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺 ,并在萨中30× 10 4m3 /d浅冷装置上进行了现场试验研究。结果表明 ,浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺丙烷收率可达到 6 1%～ 85 % ,比氨制冷、丙烷制冷回收工艺提高 30～ 5 5个百分点 ,轻烃收率可提高 30 %～ 5 0 %。浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺装置的试验成功 ,为我国油田伴生气轻烃回收提供了新的工艺路线 ,特别适合于丙烷收率低于 6 0 %的轻烃回收装置改造和新建装置的工艺设计。