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针对马惠宁输油管道多次发生内部腐蚀穿孔事故,在现场调查和室内试验基础上,应用材料和化学理论,对管道钢材的化学组分、腐蚀产物的结构和成分进行了分析,研究了原油中所含水质的腐蚀机理。 相似文献
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沈抚输油管道腐蚀原因分析 总被引:4,自引:0,他引:4
通过对沈抚输油管道的大修,发现管道腐蚀是防腐层进水所致,分析了防腐层进水的原因,主要有保温层发泡不均,空壳,夹克层破损;热收缩套补口没能粘在夹克上形成密封不好,夹克层补伤有缺陷,补口发泡压力不足造成质松,闭孔率低等,指出硫酸盐还原菌的存在,泡沫中阻燃剂的水解及较高的输油温度,是促进腐蚀发展的重要因素,论述了沈抚线发生不可控腐蚀的基本原因,夹克层破损处泡沫中的水分蒸发,使该处管壁上的结晶盐和靠近管壁 相似文献
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油库输油管道腐蚀穿孔多发生在管道与支座接触处,从而影响整个管道的正常使用。针对这种现象,油库技术人员采取了一些措施,如用加固法、防腐绝缘法等来提高支座处输油管道的使用寿命。从理论上讲这是可行的,但实际上往往由于设计、施工等原因反而加速了腐蚀。 相似文献
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埋地输油管道腐蚀风险分析方法研究 总被引:13,自引:0,他引:13
对在役管道进行风险评估是减少事故损失、节约维修资金、保障管道安全营运的有效途径。腐蚀是引起输油管道产生安全风险问题的主要原因,结合管道腐蚀破坏机理和风险分析原理,运用模糊综合评判方法,提出了可用于埋地输油管道腐蚀风险评估的有效方法,并通过一段输油管道的实例,验证了该方法的实用性与可靠性。 相似文献
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针对发生了腐蚀爆管的某输油管段,测量其腐蚀爆裂区域面积、腐蚀坑尺寸以及分布情况,运用SEM和XRD方式分析了腐蚀产物的成分,并对管道腐蚀剩余强度进行计算。结果表明:该管道防腐层基本脱落,爆裂口处腐蚀减薄最为严重,最大腐蚀深度6.03mm,腐蚀坑呈不连续分布;腐蚀产物主要成分为Fe3O4,腐蚀产物层相对致密,且存在许多微裂纹,微裂纹最大宽度为8m;管道爆裂口处的腐蚀剩余强度最低,仅为2.07MPa。基于上述分析,基本掌握了该管道的整体腐蚀状况,可为制定安全运行方案提供参考依据。 相似文献
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为了掌握管道的内外腐蚀情况,在新疆的输油管道上采用了带发讯器的机械清管器和引进的智能清管器,准确地找到了管道管材的缺陷和内外腐蚀管段的具体位置。为预防管道因腐蚀穿孔而造成的跑油事故,提高管道的本质安全找到了一种较理想的方法。此方法大修时间和大修费用,可使过去盲目的大修变为有计划的维修,在长输管道上有广阔的应用前景。 相似文献
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循环水结垢和腐蚀的机理及其控制 总被引:5,自引:0,他引:5
从理论上论述了循环水系统水垢的形成和水对循环系统的腐蚀机理,指出,当循环水系统普遍存在结垢时,由于水垢隔绝了金属与水的接触,腐蚀不会发生;而当水垢倾向于溶解时就会发生腐蚀,水垢的形成主要是由于循环水中含有碳酸钙。 相似文献
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对库鄯输油管道阴极保护投运的认识 总被引:1,自引:0,他引:1
库鄯输油管道沿线不同的地形地貌和土壤分布造成对管道腐蚀性的差异。埋地管道表面在不同部位间存在的电位差是引起金属表面土壤腐蚀的主要原因。介绍了沿线土壤腐蚀环境及库鄯输油管道阴极保护系统的设计、施工及调试情况。阴极保护系统采用强制电流和牺牲阳极两种保护形式。在高电阻率的石方段采用伴随管道同沟敷设的柔性辅助阳极;在山区段采用带状和块状的镁阳极做牺牲阳极。该系统调试运行正常,应用效果良好。由于近年来的输油 相似文献
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针对中银输油管道冬季运行状况进行了全面的分析和研究,通过收集运行数据及相关计算,描述了加热炉投用前后的管道压力波动情况,分析了加热炉投用前后管道的运用压力变化以及管道当量结蜡厚度变化的原因。指出该管道投用加热炉后,解决了2号阀室至银川管段的压力波动问题,有效地延长了清管周期,但同时有两段管道发生了严重结蜡,给清管工作带来一定难度,提出了在中银输油管道2号阀室安装收发球筒装置的改进建议。 相似文献
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对格拉输油管道经济运行进行了分析,认为其主要影响因素有:①低输量运行;②泵机组不是在最佳效率区;③定量控制、调节阀调节耗能过多,节流损失大;④旁接油罐“大呼吸”损耗大;⑤设备及管理方面有欠缺。针对这些问题,提出了相应对策:①增输一些成品油;②优化运行泵机组;②在具备良好安全保护和自动调节装置的条件下,采用密闭输油流程;④合理控制运行参数,更新设备,提高管道的自动化程度。 相似文献
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对格拉输油管道一段悬空管道进行改线,由于未预先订购特定角度的弯头,给两端新旧管道实现光滑过碰头焊接造成困难。新管道采取清水高压试验密封性、耐压性之后未把水排空,致使冬季管道中存水结冰,将管道胀裂,既降低了新管道的技术性能又造成管道通油试压严重跑油。针对以上不足采取措施,实现管道两端碰头光滑过渡,保证了管道试压成功,使格拉输油管道新旧管道顺利改线。 相似文献
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