局部腐蚀管道的承载能力评估

根据管道在各种外载荷作用下的应力分布情况,结合有关标准,评估了局部腐蚀管道在内压、温度应力及两者联合作用下的承载能力,提出了相应的计算表达式。计算表明,当热流处于稳定状态时,局部腐蚀管道所能承受的内、外壁增温差为最小值。因此,在温度应力作用下,如果排除热冲击效应,只需考虑热流稳定状态,而不必考虑热流未稳定的瞬间状态。     

站内工艺管网局部腐蚀分析

随着输油管道及设备的不断老化，站内工艺管网的局部腐蚀日益严重，通过重点抽样调查总结了站内管网局部腐蚀的多发部位为：埋地管段的底部、地沟管段、架空管段、穿墙管段的伴热线附近、管段的支撑架接触区、保温管段的上部及压力表接头等。造成管道易发生腐蚀的原因有：土壤腐蚀、点蚀、缝隙腐蚀、浓差电池腐蚀、微电池腐蚀等多种类型。针对上述的腐蚀可采用对站内工艺管网进行阴极保护、缓蚀剂防止局部腐蚀破坏、改变管段周围的腐     

管道现场腐蚀疲劳试验结果分析

以库鄯输油管道现场腐蚀疲劳试验为例,介绍了对API X65 φ610×7.1管道用钢采用人工海水、反复周期加载直至受试钢管螺旋焊缝出现开裂的试验过程,通过进行力学、金相、腐蚀、失效分析,确认根焊角开裂为应力集中所致。试验结果表明,疲劳破裂易发生在母材韧性较差的部位,其焊缝根焊角度至关重要。     

加热炉炉管局部腐蚀及防治

加热炉炉管是直接式加热炉的关键部件，其壁厚直接影响加热炉的安全运行。分别对方箱炉和弹簧炉的炉管壁厚进行了测试，从分析数据得出结论：炉内单根炉管的腐蚀主要集中的炉管两头及靠近弯头部位０－９００ｍｍ范围内。     

套管内主管道的腐蚀问题

介绍了东北输油管道自７０年代至９０年代穿越段管道套管的防护方式。认为在穿越地段采用套管是当前保护主管道的有效手段。通过分析该输油管道的几起套管内主管道严重腐蚀的实例,指出在穿越公路,铁路,河流的管道外加钢质套管,并在套管内填充热沥青,可以消除聚氨酯泡沫和岩棉填充物所存在的缺陷,并可有效地防止套管内主管道的腐蚀,但长期防护效果还有待实际检验。     

沈抚输油管道腐蚀原因分析

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     

φ273漏磁腐蚀检测器在输油管道上的应用

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。     

超声波管道腐蚀检测器现场检测

介绍了从德国引进的φ７２０型超声波管道腐蚀检测器和φ７２０型管道通径检测器的技术性能，及共在鲁宁输油管道首次现场检测的过程和结果，这两种检测器都是在不中断输油生产的条件下进行在线性测的设备，检测时先运行通径检测器，检测管道通径变化量，看其是否满足管道腐慢检测器通过的要求，然后进行一系列的清管工作，刮除管道内壁的结蜡层，以减少超声波信号的衰减，最后才运行管道腐蚀检测器，两种检测器在管道中随油流推动运     

管道阴极保护区腐蚀分析及控制

针对我国目前长输管道腐蚀现状，介绍了在防腐层和外加强制电流阴极保护这种表观有效的双重保护体系下，管道发生的一种腐蚀现象，即阴极保护死区腐蚀，阐述了形成阴极保护死区和产生腐蚀的原因，结合阴极保护区腐蚀的特点分析了腐蚀发生的机理，提出了在实际工作中减轻阴极保护区腐蚀的有效措施。     

局部腐蚀油气管道失效压力的计算方法

针对管道局部腐蚀导致的失效事故越来越多,而国际上尚无适用于局部腐蚀油气管道失效压力分析评价方法的问题,验证了非线性有限元法评价局部腐蚀的可靠性,运用该方法分析了局部腐蚀半径及局部腐蚀深度对管道失效压力的影响。借鉴平板加强筋强化理论,以数值模拟数据为基础,建立了一种局部腐蚀油气管道失效压力计算方法,与B31G(修订版)、DNV-RP-F101以及新近开发的PCORRC为代表的评价规范计算结果的对比表明:拟合得到的局部腐蚀油气管道失效压力计算方法误差小,且误差分布均匀,可以满足局部腐蚀油气管道失效压力的预测要求。     

碳钢二氧化碳腐蚀研究现状

二氧化碳腐蚀是油气中的二氧化碳（ＣＯ２）溶解于水后生成碳酸后引起的腐蚀。综述了在二氧化碳环境中,碳钢金属表面有产物膜和无产物膜存在的情况下腐蚀机理。分析了温度、二氧化碳分压、流速、ｐＨ值及腐蚀产物膜对二氧化碳腐蚀的影响。认为碳钢的二氧化碳腐蚀机理因金属是否形成碳酸铁（ＦｅＣＯ３）膜而不同,二氧化碳分压和洗速影响着腐蚀的阴极过程,而温度主要是影响腐蚀产物膜的形成条件。在局部腐蚀领域内开展基础性和应用     

二氯乙烷对管道的腐蚀分析及处理方法

在采用材质为１Ｃｒ１８Ｎｉ９Ｔｉ的系统接收二氯乙烷过程中，管道多处发生腐蚀泄漏。通过对系统进行探伤检测及宏观检查，发现储罐及各条管道的焊口处存在裂纹。分析了二氯乙烷对不锈钢的腐蚀机理，指出造成该系统腐蚀的主要原因是由于二氯乙烷物料产生的Ｃｌ＾－对奥氏体不锈钢产生了应力腐蚀。针对各种腐蚀部位的具体情况制定了处理方法。     

管道内的应力腐蚀开裂

应力腐蚀开裂是应力和电化学环境的协同作用的结果。应力腐蚀开裂分两种形式一种是高ｐＨ值应力腐蚀开裂，环境ｐＨ值接近９，另一种是低ｐＨ值应力腐蚀开开明，环境ｐＨ值在５．５至７之间。管道的高ｐＨ值应力腐蚀开裂电化学反应形成氧化铁膜粘附在钢表面，可保护管子不受裂纹环境影响，但氧化铁膜破裂将促使裂纹形成或增大。对腐蚀开裂的检测应集中在裂纹密集区，或异形和分支裂纹区。     

埋地输油管道腐蚀风险分析方法研究

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。     

长输管道腐蚀检测及维护措施

针对大庆油田3条输油管道防腐层老化，阳极地床阻值增大，参比电极失效和四线电缆破损等问题，对阳地床电阻值，漏铁点和防腐层绝缘电阻率进行了测试，提出了阴极保护，系统管理，测试方法及维护措施，并对措施实施后的效果进行了评价。     

管道焊缝的应力腐蚀及其控制

通过研究管道焊缝应力腐蚀的规律，发现焊缝比母材具有更高的应力腐蚀敏感性，焊缝硬化层越宽，对应力腐蚀越敏感，工作温度越高，应力腐蚀敏感电位区间就越宽。介绍了控制管道钢缝应力腐蚀的控制合金元素、控制焊接工艺、控制介质因素等方法。指出适量加入合金元素可提高管道焊缝的抗应力腐蚀能力。     

油气管道的防护与管理探讨

我局管辖的输油输气管道共30多条,经过13个省、市、自治区,总长超过5600km,年输送能力8000多万吨,成为我国输送能源的大动脉。这些管道大多建于70年代,随着时间的增长,管道腐蚀,防腐层老化等问题日趋严重,加之自然灾害的侵袭和人为的破坏,也给管道带来了一定的影响,这样不仅可以导致火灾、爆炸、污染环境等严重后果,而且给用户、企业或社会各方面都带来巨大的损,因此搞好管道防护,加强管道管理,延长管道使用寿命对确保管道长期安全运行具有重大意义。     

大气环境下野战输油管道的腐蚀

野战输油管道是军队作战时油料保障的重要装备，现配备的DN100野战输油管道系统均采用镀锌防腐。调查发现，长期存放的野战输油管道因爱大气腐蚀的影响，均有不同程度的锈蚀。在分析大气腐蚀机理的基础上，对洁净大气条件下的腐蚀、工业及海洋大气条件下的腐蚀进行了讨论，提出了管道生产和储存中的防腐建议。     

输油管道腐蚀状况与剩余强度分析

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。