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随着川东北高酸性气田的开发,集输系统普遍采用湿气加热保温混输工艺,要求采取更为完善的腐蚀控制技术,高酸性气田开发集输系统集输管线技术,管线外防腐采用“防腐保温层+阴极保护”技术,内防腐采用缓蚀剂涂膜与连续加注技术,最大程度上减缓恶劣工况下介质对设备和管道的腐蚀. 相似文献
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基于长输管线三层聚乙烯(3PE)防腐层失粘剥离的现场调查情况,构建剥离防腐层下管道腐蚀模拟实验装置,研究干湿交替工况剥离防腐层下管道的阴极保护电流和电位分布、阴极保护有效距离及屏蔽区管线的腐蚀行为。结果表明,带破损点涂层剥离区内阴极保护电位梯度和保护电流主要集中在破损点区域,而缝隙深处管体处于自腐蚀状态;随干湿循环次数的增多,破损点至缝隙内45 mm处稳定后的局部电位逐渐负移;剥离间隙1 mm情况下,有效保护距离仅数厘米。 相似文献
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采用美国腐蚀学会NACE Standard RP0169-96《埋地或水下金属管线系统的外部腐蚀控制》评价了目标管线阴极保护电位,研究了目标管线25.4km产生453处外壁腐蚀的原因,采用NACE TM0497-97《埋地或水下金属管道系统阴极保护准则》的标准测试方法和我国阴极保护相关标准,评价阴极保护有效性,结合经典的电流法测试计算涂层平均电阻,采用DCVG-CIPS,PCM测试了管道严重腐蚀段电流,电位,对现场管道取橛做涂层整段人工剥离测试管道腐蚀,挖取已埋设16a的管道挂片评价阴极保护的保护度,多种腐蚀检测说价方法综合应用的结果,圈定阴极保护水平,等级,发现了目标管道产生严重腐蚀的原因,管道严重的欠保护,为我国阴极保护水平敲响警钟。 相似文献
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长输管道一般采用地下敷设的安装方式,管线长期处于地下高腐蚀环境下,导致管线腐蚀加剧.受油气长输管线输送介质特殊的物理化学性质决定,长输管线一旦发生泄漏会引发火灾、爆炸、中毒、环境污染等严重后果,根据不完全数据统计,长输管线泄漏事故多数原因是由管线腐蚀导致的.课题研究由此出发,深入分析探讨天然气长输管线中阴极保护防腐技术... 相似文献
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《腐蚀科学与防护技术》2010,(5)
对漏电导致阴极保护绝缘接头内腐蚀失效问题,建立了绝缘接头有限元计算模型,开展了绝缘接头漏电电流密度大小与分布数值计算,并讨论了管道绝缘接头两侧电位差,输送介质电阻率和绝缘接头内涂层缺陷对绝缘接头漏电电流密度大小与分布的影响规律.模拟计算结果与油田现场失效绝缘接头内腐蚀现象一致,并给出了相应的防护建议. 相似文献
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通过瞬间断电法对不同形式阳极地床保护下的站场及干线管道的电位进行测试,研究了不同分布形式的阳极地床对区域阴极保护效果及干线管道干扰的影响。结果表明:在埋地金属结构物密集区域,由于接地网的屏蔽作用,采用深井阳极地床难以使该区域的被保护管道达到有效的阴极保护;将分布式浅埋阳极埋设在被保护管道附近,阴保电流可通过较短的路径到达被保护管道表面,使被保护管道得到有效的阴极保护;深井阳极地床电流分布范围广,极易从干线管道远离站场的位置流入管道,然后通过站场绝缘接头外侧流入站内,会造成绝缘接头外侧电位偏正,形成阴极干扰;分布式浅埋阳极和柔性阳极对干线管道造成的干扰较小。 相似文献
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干线埋地管道均为强制电流+外防腐层联合保护方式,这就要求被保护管道有良好的绝缘性能。阀室内管道与电气之间采用绝缘卡套进行绝缘,放空管与阀室内管道间也存在绝缘接头。基于电气安全考虑,阀室电气设备均有接地,如果管道与接地网搭接或绝缘失效,将会造成阀室管道电位偏正,阴保处于欠保护状态。因此针对运行的阀室,做好绝缘排查,消除阴保电流流失,确保阀室埋地管道处于良好的阴极保护状态尤为重要。本文通过对某输油线某阀室阴保漏电进行原因排查并采用了固态去耦合器解决了阀室阴极保护漏电,对解决阀室阴极保护漏电提供了一种全新的思路和方法。 相似文献
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对茂名炼油厂输油管线腐蚀控制调查研究结果表明:单纯的油漆和绝缘涂层防腐效果很差,寿命一般不超过1年~2年;绝缘涂层加阴极保护联合防腐效果良好,其腐蚀速度降低到保护前的1/1000;阴极保护电位和电位仪站之间距离的控制是绝缘涂层加阴极保护联合防腐技术的关键;在高热高湿地区,阴极保护控制电位最佳控制条件为-0.85 V~-1.20 V,每1 km设置一个阴极保护电位仪装置,并且每隔45km设置一个阴极保护场站. 相似文献
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根据塔河四区埋地管线腐蚀穿孔频繁发生的现状,现场进行管线外防腐层评价。通过塔河四区埋地PCM检测、阴极保护系统电位检测与效果评价、管线壁厚及结合四区管线内腐蚀介质腐蚀性资料等综合分析,结果表明塔河四区埋地管线阴极保护目前存在保护过度和不足的问题,PCM检测埋地管线外防腐层优良。管线腐蚀穿孔主要是内腐蚀引起的,随着塔河油田的逐步开发,各单井的含水率将逐渐上升,管壁腐蚀将更加严重,建议进行缓蚀剂的投加、管线进行内涂层,并对部分站内及长输管线采用玻璃钢管线。 相似文献
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以苏里格气田典型区块阴极保护系统为例,对该区块集输管道阴保效果进行了综合评价。通过恒电位仪运行状况、绝缘接头性能、阳极地床接地阻性以及管道防雷保护接地的现场检测表明,对于被保护管道与现有接地系统绝缘失效,管线之间电连续性不良是导致保护电流漏失,阴保效果不佳甚至失效的主要因素;气候、地质条件以及气阻等综合因素导致阳极接地电阻变大,并呈周期性变化。经过现场的优化处理后,区块内管线阴极保护保护率从不足70%提升到100%。研究结果可为今后类似油气田阴保系统的优化设计和效果评价提供指导。 相似文献
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管线腐蚀与防护势态的灰色评估研究 总被引:3,自引:0,他引:3
分析了影响输油管线防护状态的4项因子即管地电位 、阴极保护电位、土壤中碳钢腐蚀电流密度以及防腐层电阻的统计分布特征,发现它们分别 服从正态分布或对数正态分布;且新旧两条输油管线的管地电位与防腐层绝缘电阻的均值与 方差具有显著性差异,而土壤腐蚀电流密度与阴极保护电位则不构成显著差异.应用灰色决 策(灰靶)理论对管线综合势态和运行风险进行了分级和评估,为减少管道腐蚀事故和管道 的预防性维修提供依据. 相似文献
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管道腐蚀成为了目前影响油气长输管道正常运行的主要因素之一,而在油气长输管道防腐措施中阴极保护技术是一种比较常用的防腐措施。本文主要就油气长输管道中阴极保护系统的影响因素进行了分析,并提出了阴极保护失效的应对措施。 相似文献
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腐蚀是造成原油集输管破损、断裂的主要风险因素,管线防腐蚀是提高油田集输管线使用安全、使用寿命的重要手段。课题研究由此出发,对造成埋地集输管线腐蚀的原因进行研究分析,并详细论述现行使用的缓蚀剂、内防腐层、外防腐层、阴极保护、非金属管道技术的优缺点以及适用情况,从技术原理角度阐述了不同防腐技术在防腐工程中的适用性以及应用价值。 相似文献