重油催化裂化装置再生器裂纹产生机理与防护措施

介绍了茂名石油化工公司炼油厂Ⅱ套重油催化裂化装置再生器和三旋产生裂纹的情况，认为主要属于应力腐蚀开裂。指出可用加外保温提高器壁温度，降低再生过剩氧含量，使用硫转移助剂和减少助燃剂用量来降低烟气露点温度等措施，减少甚至避免再生器和三旋的应力腐蚀开裂。     

振动时效降低再生器焊缝残余应力的应用

重油催化装置再生器器壁焊缝附近多处出现贯穿性裂纹 ,其成因为应力腐蚀开裂。通过振动时效处理以降低焊缝残余应力 ,可避免应力腐蚀开裂的产生。因容器质大体高 ,采用 4点振动 ,加大主振力 ,减小附振力 ,延长振动时间的处理工艺。测试表明 ,新焊缝无论在垂直方向还是在平行方向的残余应力均降低了 50 %以上。大型工件采用振动时效处理降低焊缝残余应力效果显著 ,并可大大缩短检修工期。一年多以来设备运行正常。     

用“时间差法”判别表面裂纹并测量其深度

<正> 随着工业的发展,低合金高强钢大量用来制造石油化工设备,而且这些设备的器壁较厚,在制造及使用过程中容易产生延迟裂纹及应力腐蚀裂纹,这些裂纹多为表面开口裂纹。有些容器在使用过程中往往只能从外壁检测,如我厂的重整加氢反应器(材质:     

再生器应力腐蚀裂纹修复

确定再生器出现的裂纹为露点应力腐蚀开裂 ,采用振动时效法消除残余应力 ,并用减薄隔热衬里提高设备壁温的措施进行修复。     

在役催化再生器开裂的失效分析与对策措施

通过烟气的成分分析和检测研究发现，催化再生器开裂的根本原因是硝酸盐引起的应力腐蚀开裂。提出采用特殊超声波探伤方法从外壁在线检测内表面裂纹，以及提高壁温避免应力腐蚀环境，降低设备的应力水平等方面来预防控制催化再生器开裂失效的有效方法。     

光纤传感器在管道腐蚀监测中的应用

提出了一种管道腐蚀监测新技术并进行了现场试验.该技术采用固定在管道外表面的"长计量距离"光纤传感器(FOS)测量因管壁腐蚀而产生的应变场变化,经证明非常适合监测腐蚀引起的管壁变薄.在考虑压力和温度波动的影响时,它能准确预测管壁厚度和腐蚀速率变化.局部管壁腐蚀和应力腐蚀开裂的裂纹扩展可利用新型盘绕光纤传感器进行监测,而常规的内壁腐蚀/冲蚀可通过延伸距离为100 m甚至更长的圆环型或螺旋型缠绕传感器进行检测.文章给出管道裂纹扩展和内部腐蚀/冲蚀的室内和现场测试结果.FOS技术和结构化模型软件的结合使用为管道的持续、远程腐蚀监测提供了一种可行的方法.     

重油催化裂化再生器应力腐蚀开裂环境分析

本文通过NO2在高温浓H2SO4溶液中的吸收实验、再生烟气冷凝过程及保温材料在靠烟气侧和器壁侧的组成变化分析.提出了含极性气体的再生烟气先在靠近器壁的保温材料中冷凝并与其发生化学反应.形成了硅酸盐+硝酸钙溶液这一低碳钢和低合金钢敏感的应力腐蚀开裂环境的论点.并应用该结论解释了在硫酸露点腐蚀环境下再生器壁为何未发生严重的均匀腐蚀而是产生应力腐蚀的问题。并通过引力腐蚀模拟实验.得出工况温度下的硫酸钙溶液不是低碳钢和低合金刚再生器开裂的腐蚀介质。     

超温自动脱落保温材料研制成功

我国不少炼油厂的重油催化裂化装置再生系统 ,设备焊缝出现大量穿透性裂纹 ,严重威胁了安全生产。为此 ,中国石化集团公司组织攻关查找原因。经过专家论证 ,确定是由于再生烟气的露点腐蚀引起的氮化物脆性断裂 ,重油催化裂化的再生器壁温在 10 0℃左右 ,且小于烟气露点温度 ,此条件下极易产生氮化物应力腐蚀开裂。提高壁温至露点以上 (170℃左右 )是最有效的办法。办法之一是在停工期间更换内衬彻底解决问题 ,但费用大 ,时间长 ,又增加了散热损失 ,且必须在大修期施工。办法之二是设备外保温 ,费用低 ,在运行期间施工 ,保温后降低散热损失 ,…     

油套管力学-化学腐蚀规律分析

从金属的力学-化学腐蚀原理出发,分析了应力对油套管腐蚀的影响规律,结果表明:腐蚀模拟试验中利用N2补压至地层压力在试样上产生的正压力对腐蚀的促进作用很小,可以不予考虑;油套管防腐设计中,管壁表面的液柱压力产生的径向应力对腐蚀的促进作用很小,而内压、外挤等载荷作用在管壁上的应力对腐蚀起到明显促进作用;三轴应力条件下力学因素会对油套管寿命预测结果产生较大影响,不考虑应力对腐蚀的促进作用所预测的油套管寿命延长46.7%。这些研究结果对于具有复杂地应力特征的腐蚀性油气田井下管柱类型(材质、钢级与壁厚)优化设计具有指导意义。     

重油催化裂化再生器筒体及焊缝裂纹的处理

盐城联孚石化有限公司重油催化裂化装置第二再生器筒体及多处焊缝出现裂纹 ,经分析是由于结露造成的应力腐蚀所致。按规范对裂纹进行补焊后 ,二再锥体以下的内壁更换为高导热系数衬里 ,从而提高壁温 ,使腐蚀问题得到控制     

TS-90连续油管断裂失效分析

为了分析某井气举作业用TS-90连续油管断裂失效原因,通过宏观分析、无损检测、几何尺寸测量、化学成分分析、力学性能测试、金相检测、扫描电镜（SEM）等手段,对该失效连续油管进行了试验研究。试验结果显示,该失效连续油管的管体壁厚、外径、化学成分、显微硬度、晶粒度均符合API SPEC 5ST—2010要求;油管表面整体布满台阶状横向裂纹,裂纹沿油管周向扩展;原始裂纹断口表面大量腐蚀产物覆盖,且从裂纹源区到裂纹尖端部位,始终存在少量导致应力腐蚀开裂的S元素;原始裂纹萌生于腐蚀坑底,裂纹尖端呈局部沿晶脆性断裂,且断口外表面附近呈解理形貌。综合分析结果表明,该连续油管断裂的根本原因是应力腐蚀开裂,其在井下作业时受腐蚀因素和应力载荷的共同作用,管体外表面萌生应力腐蚀裂纹,裂纹扩展并最终导致管体断裂失效。     

奥氏体钢炉管的应力腐蚀开裂及防护措施探讨

介绍了氯离子应力腐蚀开裂、连多硫酸应力腐蚀开裂、碱致应力腐蚀开裂等奥氏体钢炉管的主要应力腐蚀开裂形式 ,并给出了三个破裂实例。对防止奥氏体钢炉管应力腐蚀开裂 ,从腐蚀环境、炉管选材、降低应力三个方面进行了探讨     

井筒载荷-腐蚀耦合作用对碳钢套管服役寿命的影响

基于应力-腐蚀介质协同作用原理,结合化学力学效应理论,对高温高压超深井碳钢油、套管在使用过程中面临着CO2、H2S等腐蚀介质以及拉、压等复杂载荷建立了结合热应力影响套管腐蚀速率的解析模型,给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式,研究了碳钢油井管服役寿命,并对内压力、挂片实验实测腐蚀速率以及壁厚对碳钢套管服役寿命的影响进行了研究。结果表明,解析模型所得结果与文献报道的应力对腐蚀速率的影响结果相符。在井筒载荷及腐蚀工况下,增加壁厚相对于减小套管内压力,增加套管使用寿命效果不明显。初始腐蚀速率对套管的服役寿命影响较大,当管柱所受应力越大,管柱实际寿命衰减得越快。     

X65/316L与AISI4130/Inconel625复合管焊接接头力学性能及腐蚀行为研究

采用ERNiCrMo-3焊丝成功焊接X65/316L与AISI4130/Inconel625复合管,研究了复合管焊接接头的力学性能和腐蚀行为。采用拉伸试验、全焊缝拉伸试验、冲击试验、硬度测试表征了焊接接头的力学性能。参照ASTM G39和ASTM G5的相应标准对复合管焊接接头进行了CO2应力腐蚀和电化学腐蚀性能测试。结果表明,复合管焊接接头的抗拉强度达到583 MPa,断裂发生在X65/316L母材处;焊缝屈服强度为441.4 MPa,抗拉强度为725.9 MPa,延伸率达到37.67%;在-10 ℃试验条件下,焊缝的冲击吸收功为157 J,接头硬度值呈现梯度过渡。复合管焊接试样经过CO2应力腐蚀试验后失重达标,在母材和焊缝处没有观察到裂纹;电化学腐蚀试验后焊缝和热影响区的耐蚀性与母材相当。     

反应流出物蒸汽发生器泄漏原因分析和对策(下)

反应流出物蒸汽发生器在高温、高压及管束振动的工况下,管孔贴胀处容易出现间隙而发生碱应力腐蚀破坏。从保证胀接残余接触压力的角度考虑,管接头应采用强度焊+强度胀,开槽位置应靠近壳程侧,开槽宽度应适度加大到7 mm左右,胀度控制在4%~6%,对NS1402换热管应采用960℃保护气氛高温退火状态供货。为防止碱应力腐蚀,比较了NS1402与常见的镍及镍基合金在碱应力腐蚀环境下的耐蚀性能,讨论了其是否适用于反应流出物蒸汽发生器管程介质的腐蚀环境,得出NS3306,NS3105或NS3102可替代NS1402作为反应流出物蒸汽发生器管束升级备选材料,但应综合考虑设备的振动、制造加工要求、使用年限及成本预算等因素。     

X65钢管内壁堆焊镍基合金耐蚀层过程的数值仿真模拟

为了提高含硫管道的耐腐蚀性能,通过对ANSYS焊接温度场热源理论和边界条件进行研究,建立了堆焊过程的数学模型和物理模型,对X65钢管内壁堆焊625镍基合金温度场和应力场进行了动态模拟。模拟分析结果显示,焊接温度高达1 700 ℃,堆焊层和钢管界面形成了比较好的熔合;堆焊结构的径向和轴向残余应力均很小,钢管表面残余应力为压应力,最大残余压应力达202 MPa。研究结果表明,采用合理的焊接参数,在X65钢管内壁堆焊625镍基合金层,可保证堆焊结构的可靠性,提高管道的耐腐蚀性能。     

油田管道应力腐蚀断裂成因分析

油田管道发生断裂失效,运用宏观分析、微观分析、裂纹扩展分析、形貌分析、微区成分分析、X射线衍射分析和力学性能分析,进行管道断裂失效分析,明确了管道断裂成因;测试结果表明,断裂裂纹沿环向开裂,管道轴向受力大于环向受力,并且裂纹断裂方向与最大拉应力方向垂直;同时,套管未发生颈缩和腐蚀减薄,而且断口平整,断裂属于脆性断裂。断裂扩展区具有典型的河流花样微观特征,属于准解理穿晶断口;套管裂纹由套管内表面向外部延伸,并且裂纹扩展呈树枝状,其裂纹特征符合硫化物应力腐蚀断裂特征。综上所述,该油管断裂由硫化物应力腐蚀开裂导致,裂纹起裂于油管上的缺陷处,该处的应力集中萌生腐蚀开裂裂纹。     

耐硫酸露点腐蚀用Q345NS超大管径螺旋埋弧焊管的开发

采用低C、低S,添加Cr、Cu、Sb等合金元素和洁净化冶炼、控轧控冷工艺生产的耐硫酸露点腐蚀用Q345NS热轧卷板,通过优化成型器结构和焊接工艺参数,选用耐酸性焊接材料,控制焊接热输入、钢管成型残余应力等措施,开发出了耐硫酸露点腐蚀用Q345NS超大管径螺旋埋弧焊管,并对其化学成分、显微组织、力学性能、耐酸性能进行了检测。结果表明,焊管管体屈服强度为374～398 MPa,抗拉强度为498～526 MPa,焊缝抗拉强度为510～531 MPa,管体、焊缝及热影响区夏比冲击试验韧脆转变温度分别达到-50 ℃、-30 ℃、-30 ℃;按照GB/T 28907—2012附录A规定进行均匀腐蚀全浸试验,在温度20 ℃、硫酸浓度20%、全浸24 h以及温度70 ℃、硫酸浓度50%、全浸24 h两种试验条件下,与Q235B材质相比,Q345NS螺旋钢管耐硫酸露点腐蚀性能具有明显的优势;该钢管表现出良好的力学性能和耐酸性能。     

X90管线钢管示波冲击试验研究

对X90管线钢管管体、焊缝和热影响区在不同温度下进行示波冲击试验,并对曲线的特征值进行分析。结果表明:X90管线钢管管体示波冲击曲线随着试验温度的降低,由只产生稳定裂纹扩展逐渐变为产生不稳定裂纹扩展,管体韧脆转变温度约为－90 ℃;焊缝示波冲击曲线都产生不稳定裂纹扩展,随着试验温度的降低,不稳定裂纹扩展愈发明显,焊缝韧脆转变温度约为－50 ℃;热影响区示波冲击曲线随着试验温度的降低,由稳定裂纹扩展逐渐变为不稳定裂纹扩展,热影响区韧脆转变温度约为－60 ℃。     

X70厚壁海底管线钢管研制

根据我国南海深海管线用钢管的技术要求,开发出了厚壁X70钢级φ765.2 mm×31.8 mm海底管线钢管。通过对钢管进行检测:钢管管体纵向和横向屈服强度≥550 MPa,抗拉强度≥660 MPa,屈强比最低达到0.81,焊缝抗拉强度达695 MPa,均匀延伸率达到了7.6%,断后伸长率达到54%;在-20 ℃下管体冲击功平均值为340 J,焊接接头冲击功平均值最低为168 J;在0 ℃下管体CTOD特征值δm最高达到0.688 mm,焊接接头最小为0.222 mm,热影响区最小为0.280 mm。钢管管体母材、热影响区、焊缝部位的抗氢致开裂、硫化物应力腐蚀及盐雾腐蚀性能良好。试验结果表明研制的X70钢管具有优良的强塑性、低温韧性、断裂韧性及耐腐蚀性能,适用于海洋服役环境的油气输送。