石油化工用液氨设备的应力腐蚀开裂及其防护

石油化工用液氨设备事故多数源自液氨应力腐蚀开裂.文章介绍了液氨设备应力腐蚀开裂的机理,阐述了影响液氨设备应力腐蚀开裂的主要因素,包括材料成分、组织与性能、设备的制造工艺及消除应力热处理工艺、液氨介质中杂质成分、设备使用温度等,总结了防止液氨设备应力腐蚀开裂的方法.     

浅谈设计中预防再生系统应力腐蚀开裂的措施

分析了催化裂化装置再生系统设备及管道出现裂纹的原因，认为上述开裂现象是由于应力腐蚀引起的。提出预防应力腐蚀开裂应从材料、应力水平及腐蚀介质三个方面加以考虑。     

催化裂化再生系统应力腐蚀开裂的预防

文章分析了材料的选择、应力水平及腐蚀介质对应力腐蚀开裂的影响,介绍了再生烟气的露点温度计算方法、设备壳体的外保温结构和衬里设备壳体壁温的计算方法,论述了避免壳体金属内壁产生酸性冷凝液以及消除产生应力腐蚀开裂的可能性。     

催化裂化再生系统设备应力腐蚀开裂成因分析及解决对策

通过对催化裂化装置再生系统设备裂纹断口分析 ,以及对再生烟气的组分、冷凝水酸度及露点等的分析及对设备焊接残余应力测试 ,阐明了设备应力腐蚀开裂发生的原因 ,指出了富氧操作、高露点温度和高应力水平对再生系统设备应力腐蚀的影响作用 ,并重点提出了解决和防止应力腐蚀开裂的一系列有效措施和部分应用情况     

醋酸乙烯装置精馏塔回流管道开裂失效原因分析

某企业醋酸乙烯装置的醋酸乙烯精馏塔塔顶回流管道频繁发生泄漏，通过材质分析、宏观及微观形貌分析、介质成分分析、金相组织分析等方法，结合工艺流程，对回流管道失效原因进行了分析，结果表明：回流管道材质为304L不锈钢，管道内介质温度为60℃,存在含水氯化物环境，在焊接残余应力和结构应力作用下，管道发生了氯化物应力腐蚀开裂。建议从材质升级、减少液态水析出和控制氯离子含量等方面采取措施，以减缓回流管道开裂。     

连续重整装置再生单元电加热器管束腐蚀开裂失效分析

基于对连续重整装置再生单元失效电加热器的宏观检验、无损检测及理化分析结果,结合生产工艺状况及设备结构存在的腐蚀环境,参考有关金属材料失效机理经验理论,对电加热器管束腐蚀开裂的原因进行综合失效分析。结果表明,SS321不锈钢加热管开裂机理为氯化氢应力腐蚀开裂,加热管金属组织中形变马氏体的存在对应力腐蚀开裂起到了促进作用,腐蚀介质来源于设备结构设计不当引起的微量氯化氢及水在加热管局部的冷凝聚集。     

催化裂化再生系统设备应力腐蚀开裂的防护措施

根据催化裂化装置再生系统设备应力腐蚀开裂产生的原因及性质，结合设备发生裂纹的工况条件及影响因素，从工艺及设备等方面进行分析，指出减缓设备发生应力腐蚀开裂的防护措施。     

P403B屏蔽泵的腐蚀分析及防护

屏蔽泵被介质腐蚀而穿孔,介质进入屏蔽套内,又腐蚀定子线圈,造成线圈烧毁。通过水质成分分析和能谱分析,认为P-403B屏蔽套发生腐蚀开裂的主要原因是由于氯化物应力腐蚀开裂造成的,并提出了消除应力的五项具体措施。     

0Cr18Ni10Ti不锈钢换热器管束腐蚀开裂分析

某石化公司裂解燃料油加氢装置汽提塔进料换热器0Cr18Ni10Ti不锈钢管束发生腐蚀开裂。采用宏观腐蚀调查、光谱分析、金相分析、SEM观察、EDS分析、XRD分析及腐蚀介质分析等方法,对腐蚀失效换热管的腐蚀情况、化学成分、金相组织、腐蚀产物进行了检测分析,结果表明,换热管固溶处理效果不佳,存在一定的残余应力,断口为解理断裂形貌,裂纹呈穿晶扩展,具有典型的应力腐蚀开裂特征。分析结果认为,换热管的腐蚀开裂为氯化物应力腐蚀开裂,而其本身的残余应力及壳程冷低分油中的氯化物为0Cr18Ni10Ti奥氏体不锈钢换热管发生应力腐蚀开裂提供了必要条件。     

加氢裂化装置导淋阀短接开裂原因分析

某石化公司的加氢裂化装置导淋阀连接管(短接管)发生开裂。通过宏观观察、材质分析、金相检验、电镜观察和能谱分析等手段,对连接管开裂的原因进行了检测分析。结果表明,连接管开裂的主要原因是焊接质量问题,焊接组织中含有气孔等缺陷,同时出现了焊接冷裂纹;另外由于腐蚀性介质和焊接残余应力的作用,发生了硫化物应力腐蚀开裂作用。     

制氢装置中变气不锈钢管件开裂失效分析及对策

制氢装置空冷器入口中变气不锈钢管件多处焊缝热影响区出现穿透性裂纹,通过对失效管件进行宏观检查、射线检测、渗透检测、硬度测试、化学成分分析、金相组织观察、电镜扫描和残余应力分析等检测试验,确定所有裂纹均为沿晶裂纹,呈树枝状分布并在热影响区及母材内扩展;断口形貌具有典型的冰糖块特征,能谱分析显示有大量S、局部存在Cl,晶界Cr质量分数达到20.0%,超过基体中Cr含量;管件局部硬度超过190HB,裂纹尖端的残余应力超过了0Cr18Ni9的屈服应力。从材料方面、介质因素与应力条件三个方面综合分析后,认为管件失效的原因是H2SCO2-H2O酸性腐蚀环境下氯离子、硫化物和残余应力共同作用的晶界应力腐蚀开裂。对失效管线进行了材质升级,消除了装置存在的隐患,并提出了有关的预防措施和建议。     

L360管焊缝的耐蚀性能

模拟高酸性气田集输系统条件,通过电化学腐蚀失重、氢致开裂和硫化物应力开裂试验对L360管道焊缝进行了耐蚀性研究。结果表明,添加缓蚀剂前后焊缝的腐蚀速率分别为0．437mm／a和0．102mm／a,腐蚀产物包括FeC03,FeS,FeO（OH）和FeO,焊缝没有出现氢致开裂和硫化物应力开裂,但发现少许氢鼓泡。     

氨精馏塔重沸器浮头螺栓断裂原因分析

采用化学成分分析、硬度测试、金相分析、断口扫描电镜(SEM)观察及能谱分析等方法,对某石化公司氨精馏塔重沸器浮头螺栓断裂原因进行了分析.分析结果表明,浮头螺栓显微组织并非调质态40Cr钢正常的回火索氏体组织,硬度偏高,其长期处于湿硫化氢环境中,产生氢致裂纹和较大的内应力,在螺栓预紧拉伸应力的共同作用下发生了湿硫化氢应力...     

硫化氢腐蚀环境下的钻具失效研究

在含H2S的天然气储层的开采过程中,钻具时常会发生H2S应力腐蚀,出现钻具脆性断裂失效事故,对钻具的安全性造成严重威胁。通过对一起失效钻杆的断口宏观形貌、金相组织、化学成分、断口微观形貌和力学性能进行全面的试验分析,结合钻杆的使用环境,判定钻杆失效为H2S应力腐蚀开裂,并提出了预防钻杆失效的建议和措施。     

湿硫化氢环境下的球罐腐蚀状况分析

在湿硫化氢环境下 ,尤其储存介质中的硫化氢含量超标时 ,很容易对储存容器壳体 (含焊缝和母材 )造成硫化氢应力腐蚀或氢鼓包。作者较仔细分析了 1 0 0 0m3 丙烯球罐产生硫化氢应力腐蚀开裂和40 0m3 LPG球罐产生氢鼓包的原因。提出了此类设备在设计选材、设备制造、施工安装和使用维护等环节应注意的问题。     

制氢转化炉管系焊接裂纹的分析与修复

介绍了制氢转化炉的概况和转化炉管系的制作安装情况。该转化炉在封存了多年后进行改造,在进行气密试验时发现原管系多处焊缝存在泄漏,经现场检查确认是由原制造安装过程中焊接裂纹引起的。分别对焊缝区裂纹和母材热影响区裂纹的形态和产生原因进行分析,指出此裂纹属沿晶开裂,由组织粗大和焊接热应力引起,并根据分析的原因制订了缺陷的修复方案和具体的修复措施,缺陷修复后经气密检验合格。装置运行后曾开停工4次,每次开停工都对转化炉管系进行气密和PT检查,未发现有裂纹且至今运行正常,验证其修复措施正确有效。     

港西断裂带包裹体中硫化氢的成因探讨

对黄骅坳陷港西断裂带奥陶系和第三系包裹体样品的氦同位素分析以及对单个包裹体激光拉曼组分测试表明，包裹体普遍具有地幔成因，且局部十分富集，同时发现包裹体中的硫化氢含量较高,范围分布在5.5%~15.2%（摩尔分数）之间。文章探讨了其硫化氢的来源，认为工区硫化氢的来源可能为幔源、岩浆-火山岩和硫酸盐热化学还原形成，生物成因和裂解成因的可能性较小，并指出高含硫气藏的有利区带位于断裂带附近和火山活动频繁区带。     

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国际标准ISO15156—2认为：碳钢和低合金钢在硫化氢分压大于0.1 MＰa的湿气环境中，抗硫化物应力开裂性能具有不确定性；美国腐蚀工程师协会的标准NACE MR0175也没有表明其所列材料在硫化氢体积分数大于10％时具有可靠性。这成为川东北高含硫化氢气田开发必须解决的关键技术难题之一。通过实验室对常用的90、95级井下管材和地面管线用钢材料20G和16Mn材料的常压三点弯曲和在高压釜中的高硫化氢分压三点弯曲腐蚀试验研究，证明了硫化氢分压大于1.0 MＰa时，碳钢和低合金钢抗硫化物应力开裂性能有不同程度的下降。为此，文章提出了硫化氢分压大于1.0 MＰa 以上的气田是高含酸性气田，以及高酸性气田抗硫化物应力开裂金属材料在实验室的试验评价原则和试验室评价方法。在模拟现场环境时，要注意模拟原位ｐH值、温度和硫化氢分压。     

氮封控制技术在酸性水罐的应用

通过分析酸性水罐目前现状,介绍了硫化氢腐蚀和应力腐蚀机理,阐述了氮封控制技术在酸性水罐中的应用原理和应用效果,以及应用氮封技术的意义。     

加氢脱酸装置管线腐蚀状况分析

加氢脱酸装置管线材质为1Cr18Ni9Ti奥氏体不锈钢，输送介质含有氢气、硫化氢、氯离子等腐蚀性物质。由于长期运行，管子内壁出现了腐蚀现象，产生了棕黑色腐蚀层，并产生了众多沿管道周向的小裂纹。经过对材料腐蚀产物检验、金相组织微观检测，得知管材在轧制过程中产生了大量偏析的带状组织，因而组织自身存在着组织内应力。管道材料在组织内应力和外部腐蚀环境、特别是氯离子的长期作用下，产生了应力腐蚀。