摘要：co2腐蚀是油气田开发和油气集输过程中最常见的腐蚀形式之一，在天然气集输过程中，co2引起的管线内腐蚀问题普遍存在，往往导致管体发生严重局部减薄，甚至穿孔、断裂.一旦发生，会给生产实际造成重大经济损失和灾难性后果。因此，研究co2腐蚀的机理、分析co2腐蚀的影响因素，对预防由此引发的安全事故以及提高天然气输送效率具有重要的现实意义。文章以本文以某天然气管道管壁穿孔失效分析为例，对试样从co2致天然气管线腐蚀的产物形貌及成分进行了微观分析，并对co2腐蚀机理、影响因素等方面做了较为详尽的阐述。 关键词：co2腐蚀；穿孔；失效分析；腐蚀产物形貌；腐蚀机理； 1 前言 在石油和天然气勘探开发过程中，co2作为开采伴生气同时产出。由于co2的广泛存在，使得石油和天然气开采和集输的整个过程面临着严重的co2腐蚀威胁[1]。 co2容易溶于水，形成h2co3，降低环境的ph，对石油和天然气开采与集输系统中的油套管钢、管线钢等造成严重的腐蚀，并且h2co3可以直接在钢铁表面还原，因此在相同ph 条件下，co2水溶液的腐蚀性要比hcl溶液还要强[2]。co2腐蚀穿孔造成的原油和天然气泄漏事故，不仅直接造成了资源的浪费，还污染了水和大气资源，破坏了环境。在能源需求日益增大，油气工业大发展的今天，co2腐蚀成为困扰油气工业发展的一个极为突出并急需解决的问题。 2 腐蚀分析 2.1化学成分分析 取样对泄漏管道进行化学成分分析，结果见表1。分析结果表明，管道的化学成分符合gb/t 9711.2-1999[3]的对规定。 2.2. 扫描电镜分析 对管道内部泄漏孔处进行扫描电镜检测，发现其内壁被腐蚀产物覆盖，腐蚀产物上可见龟裂裂纹，未见裸露金属表面。 2.3 xrd物相分析 为确定腐蚀产物的结构，对管道内壁泄漏孔处的腐蚀产物进行了xrd物相分析。检测结果表明，腐蚀产物的主要物相为fe3o4、α- fe2o3和feo。 2.4 水质分析 取泄漏管道沿线的7组水样进行氯离子含量测定，结果显示氯离子含量最高达到6522mg/l，最低也到了250mg/l。说明氯离子的含量已经达到了很高的程度。 3. 腐蚀机理分析 根据上述的分析，管道在泄漏前处于非常恶劣的环境。首先，管道底部可能残留cl-含量很高的液态水；其次管道在安装完成后，长期接触富含co2和o2的空气。在上述因素的影响下，在管道内壁发生了复杂的电化学腐蚀过程，最终导致管道内壁的点蚀和全面腐蚀的发生。 相关研究表明，在潮湿的环境中，c02的存在既可造成全面腐蚀，也可能造成局部腐蚀。其中cl-和温度是影响c02腐蚀形态最重要的两个因素。排除其他因素的影响，根据温度的不同可将co2腐蚀分为三类：低温区（150℃），形成钝化膜抑制腐蚀的发生。 在本案例中，显然管道内部是处于低温区，因此加入只存在co2腐蚀的话，管道会发生全面腐蚀，不会导致管道在短时间内穿孔泄漏。 cl-在金属材料的腐蚀过程中是一个非常特殊、非常重要的例子，它是诱发点蚀和促进点蚀的重要因素。首先，当腐蚀产物膜的保护性较差时，溶液中的cl-会降低材料表面钝化膜形成的可能性或加速钝化膜的破坏，租金局部腐蚀损伤；其次，cl-能优先吸附于金属缺陷的
化工安全与防腐案例分析 —真空制盐钛制换热器腐蚀失效实例分析 班级：xxxxxx 姓名：xx 学号：xxxxxxxx
真空制盐钛制换热器腐蚀失效实例分析 一般认为在温度不太高的NaCl溶液中，钛的腐蚀速度非常低。但是随着钛在制盐行业的大量使用，发生腐蚀失效事故也开始增多，引起各制盐企业的重视，钛腐蚀的原因大致可归为四类：缝隙腐蚀、氢损失、应力腐蚀、铁污染等，且受材质成分、设计制作、工况介质等具体情况影响，腐蚀原因往往较为复杂，多为一个主要因素诱导，几种辅助因素共同作用的结果。以下分析国内发生的两起制盐钛制换热器腐蚀失效案例。 1.案例一首效换热管腐蚀失效分析： 2004年四川某制盐厂30 万吨/年装置 检修时，发现首效换热管发生较严重的腐蚀。该加热室总共1454 根钛管，本次检修共发 现158 根换热管有不同程度的腐蚀穿孔。 已拔出的部分换热管进行检查，发现孔损、破损、脆裂较严重，有的管子从1米左右高处自然落下即断成两半或破裂，断口晶粒粗大，破裂片用手可掰断，吸氢脆化现象明显。该装置首效加热蒸汽约0.4MPa，原料卤水 为天然卤水和岩卤的混合卤水，用石灰乳预处理卤水，进罐pH约为8。该套装置首效 加热室采用某种钛合金材料，Ⅱ～Ⅳ效采用TA2 工业纯钛换热管。在检修只发现了首效换热管有腐蚀，其余各效换热管未见腐蚀现象。 1.1．化学成分分析 因抽换出的换热管已明显脆化(可以从“从1米左右高处自然落下即断成两半或破裂”看出)，据此判断材料吸氢肯定比较严重，为此分别取3段腐蚀较明显的管样和1段外观形貌较好的管样分别分析气体含量。分析结果见表1，从表中可以看出，腐蚀样中氢含量明显高于未发生腐蚀样品，据此可以判断是失效换热管可能失效的一种方式是氢损伤。 1.2．化学成分比较 采用化学分析和电镜（JSM6460）扫描 相结合的方式，对腐蚀样和非腐蚀样进行较全面的化学成分分析。分析结果与工业纯钛和钛钼镍合金的成分对比表见表2， 从表中们可以看出，腐蚀管样的Mo、Ni 含量很少，几乎可以认为未检出，而主要成分和工业纯钛（TA2）比较接近，合金元素 与钛钼镍合金（TA10）差距较大。 1.3．力学性能分析 腐蚀样和未腐蚀样进行力学性能检测，并将检测数据与TA2 进行对比，详见表3， 由表3可知，腐蚀管样的力学性能也与工业 纯钛一致，那么结合化学成分分析可以得出，该换热器首效管所选材料是工业纯钛。 1.4．腐蚀原因分析及其可能采取防腐 措施 由图1可以知道，工业纯钛在高温（＞120℃）氯化钠溶液中较钛钼镍合金更易发 生缝隙腐蚀；由图2可以知道，在发生电化 学腐蚀的情况下，钛钼镍合金有更低的电流密度，这表明钛钼镍合金能显著改变电化学行为，促进钝化，有效降低腐蚀速率
埋地钢质管道外腐蚀直接评价方法 与检测的实施过程 林守江 （天津市嘉信技术工程公司 天津300384） 摘 要 埋地钢质管线的腐蚀检测和评价是确定腐蚀状况、制定维修方案的基础，外腐蚀直接评价方法提供了对不适合内检的管道腐蚀检测和评价的实施方案。在腐蚀检测过程中间接检测方法的配合使用，对保证检测结果的可靠性、减小单一方法的局限性非常重要。本文结合工程实际就腐蚀检测及直接评价方法的实施过程中检测项目的确定，工具的选择等问题进行了探讨。关键词钢质管道、腐蚀检测、ECDA、腐蚀直接评价 一、引言 埋地钢质管线的腐蚀检测及评价是指对管线的防腐层、阴极保护状况、管体腐蚀损伤、土壤腐蚀条件进行全面检测之后，结合管道的运行历史，对管道腐蚀进行现状评价的过程。准确地掌握防腐层的缺陷、阴极保护的有效性及土壤腐蚀条件等状况，通过实施必要的开挖验证，进而确定管体的腐蚀缺陷程度，是成功地实施腐蚀直接评价的关键。近年来，在新行业标准的推动下，我国越来越多的管道单位开展了外腐蚀直接评价（ECDA）方法的实践。推动了管道的安全管理工作水平提高，取得了令人瞩目的进展。 由于埋地管线所处地区的不同，土壤腐蚀环境、管道防腐层的状况、阴极保护有效性、管道运行条件等差异的原因，导致了管体腐蚀损伤状况的不同。这些差异使得在腐蚀检测的过程中，实施检测项目的重点应有所不同，也可能需要采用不同的间接检测工具和方法。特别是我国的绝大多数管线以前从未实施过ECDA方法，管道的历史数据缺乏，加之很多检测工程受预算经费的限制，不可能完全照搬ECDA标准中的做法。但是，通过贯彻ECDA方法中的先进理念和技术原则，对于解决我国腐蚀检测评价中存在的方法单一，数据可靠性不高，实施队伍技术水平参差不齐等问题，提高腐蚀控制水平，有效保证管道的运行安全，提高管道资产的效益等方面都会起到重要的推动作用。 二、腐蚀检测的实施范围 在早先的行业标准SY/T 0087-95《钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准》中规定了对管道的腐蚀调查方法分为：全线普查、重点调查以及日常调查三类。其中全线普查涉及到检测的范围最为广泛，应用的仪器方法最多。而重点调查是在普查的基础上加深、细化和扩展某些检测项目。日常调查则主要是对管道的阴保设施运行、排流设施进行常规巡检，涉及内容较为简单。但在新版SY/T0087.1-2006的标准中引入了ECDA的理念，强调的是腐蚀检测和评价的持续性和周期性，而不再将检测和评价分成不同的类型，这是管道运行管理理念的飞跃[1]。 ECDA方法是由美国腐蚀工程师协会提出的，在其NACE SP 0502标准中对实施ECDA检测评价的流程、适用仪器及检测方法做出了明确的阐述。标准中规定对不同的管道条件在一个ECDA分段的管道上至少要使用两种间接检测工具，以达到检测结果相互验证的目的[2]。ECDA 将外腐蚀直接评价的实施过程分为四个阶段，即预评价、间接检测、直接检查和后评价，本文所阐述的内容主要集中在前三个阶段上。
重庆科技学院 《管道输送工艺》 课程设计报告 学院:_ 石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运工程 学生姓名:学号: 设计地点（单位）________ 石油科技大楼K704 _____ ___ __设计题目:______ _水平输气干线工艺设计（末端储气）____ _ ___ 完成日期：年月日 指导教师评语: ___________ ___________ _________________ __________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________ _____________________________________ __________ _ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
目录 摘要..................................................................... I 1 总论. (1) 1.1 设计依据及原则 (1) 1.1.1设计依据 (1) 1.1.2 设计原则 (1) 1.2 总体技术水平 (1) 2 工程概况 (3) 3 输气管道工艺计算 (4) 3.1 末端管道规格 (4) 3.1.1 天然气相对分子质量 (4) 3.1.2 天然气密度及相对密度 (4) 3.1.3 天然气运动粘度 (4) 3.2 管道内径的计算 (5) 3.3 确定管壁厚度 (5) 3.4 确定管道外径及壁厚 (6) 3.5末段长度和管径的确定原则 (7) 3.6 末段最大储气能力的计算 (8) 4 结论 (10) 参考文献 (11)
金属腐蚀及防腐 内容 1．腐蚀的定义及其危害 2.工程中钢铁的腐蚀问题 3．国内外在防腐蚀涂料方面的研究现状及分析 4．防腐蚀涂料简介 5．防腐蚀涂料的用途 6.防腐蚀涂料的选择与施工 7．Z Y-S高渗透性带锈防锈漆系列产品简介 8．Z Y-D橡塑漆简介 9.目前在研项目 1．腐蚀的定义、危害及分类 腐蚀是指材料与它所处的环境介质之间发生作用而引起的变质和破坏。 根据机理,腐蚀分为化学腐蚀、电化学腐蚀、物理腐蚀。 腐蚀的危害： 目前全球每年因腐蚀造成的损失已高达7000亿美元，占G D P总值的2～4％，为地震、台风、水灾等自然灾害造成损失的6倍之多 我国2003年统计，腐蚀损失约占国民生产总值（G N P）的约6％，完成“九五” 期间降低1个百分点挽回了700多亿人民币的损失。钢铁因腐蚀而报废的数量约当年产量的25－30％造成重大事故，阻碍经济发展。军事设备、舰艇、沿海空军飞机、二炮发射井架、两栖装甲车、沿海通讯装备。 化学腐蚀： 材料与环境介质发生直接的化学作用而引起的破坏。 氧化反应与还原反应同时发生。
腐蚀的机理： 电化学腐蚀:电化学腐蚀是对金属材料而言,指金属与离子导电的介质发生电化学作用而产生的破坏。 特点:氧化反应和还原反应为两个相对独立并同时进行的过程,即阴极过程和阳极过程。 物理腐蚀：指材料由于单纯的物理作用所引起的破坏。 特点:过程中既不发生化学作用,也不发生电化学作用。 工程中钢铁的腐蚀问题： 2．1钢铁的腐蚀环境分析 钢铁腐蚀主要指钢铁构件和混凝土的腐蚀,其中混凝土的腐蚀包括混凝土中钢筋的腐蚀及混凝土材料本身的腐蚀。钢铁设备所处的腐蚀环境是大气环境,或者是水环境。大气环境和水环境都属于自然环境。表面上看,自然环境的腐蚀问题不及工业环境腐蚀那么明显,但这类腐蚀情况十分复杂,影响因素很多,往往随时间的延长而加剧,最后导致材料失效。对腐蚀来说,大气的污染程度是重要的因素。 2．2影响钢铁腐蚀的因素： 湿度：湿度是决定大气腐蚀类型和速率的一个重要因素,一般来说,金属的临界湿度为50%～70%。 温度：在其他条件相同的情况下,平均气温高的地区,大气腐蚀速率较大。大气中S O2含量：我国城市大气中S O2浓度2级标准含量为0.023%,3级标准为 0.096%,碳钢在3级标准大气中腐蚀速率比2级标准大气中要快4倍。2．3钢铁材料的腐蚀：钢铁材料的腐蚀大多为电化学腐蚀。 2．4钢铁腐蚀典型案例分析： 广东某斜拉桥1988年12月建成,1995年5月,一根拉索突然断裂,自行坠落该斜拉桥拉索钢丝的性能符合标准要求。拉索聚乙烯套管内的水泥浆体离析,浆
油气管道腐蚀的检测 摘要:油气管道运输中的泄漏事故，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。近些年来，管道泄漏事故频繁发生，为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。本文介绍几种检测方法并针对具体情况进行具体分析。 关键字：腐蚀检测涡流漏磁超声波 引言： 在油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，而且泄露的有毒气体不仅污染环境，而且对人和动物造成重大的伤害，因此直接有效的检测技术是十分必要的，油气管道检测是直接利用仪器对管壁进行测试，国内外主要以超声波、漏磁和祸流等领域的发展为代表。[1] 1、涡流检测 电涡流效应的产生机理是电磁感应. 电涡流是垂直于磁力线平面的封闭的旋涡!状感应电流, 与激励线圈平面平行, 且范围局限于感应磁场所能涉及的区域. 电涡流的透射深度见图1, 电涡流集中在靠近激励线圈的金属表面, 其强度随透射深度的增加而呈指数衰减, 此即所谓的趋肤效应. [1] 电涡流检测金属表面裂纹的原理是: 检测线圈所产生的磁场在金属中产生电涡流, 电涡流的强度与相位将影响线圈的负载情况, 进而影响线圈的阻抗. 如果表面存在裂纹, 则会切断或降低电涡流, 即增大电涡流的阻抗, 降低线圈负载. 通过检测线圈两端的电压, 即可检测到材料中的损伤. 电涡流检测裂纹原理见图2.[2]
涡流检测是一种无损检测方法，它适用于导电材料。涡流检测系统适应于核电厂、炼油厂、石化厂、化学工厂、海洋石油行业、油气管道、食品饮料加工厂、酒厂、通风系统检查、市政工程、钢铁治炼厂、航空航天工业、造船厂、警察/军队、发电厂等各方面的需求.[2] 涡流检测的优点为:1.对导电材料和表面缺陷的检测灵敏度较高;2.检测结果以电信号输出，可以进行白动化检测;3.涡流检测仪器重量轻，操作轻便、简单;4.采用双频技术可区分上下表面的缺陷:5.不需要祸合介质，非接触检测;6.可以白动对准_!:件探伤;7.应用范围广，可检测非铁磁性材料。 涡流检测的缺点为:1.只适用于检测导电材料;2.受集肤效应影响，探伤深度与检测灵敏度相矛盾，不易两全:3.穿过式线圈不能判断缺陷在管道圆周上所处的具体位置;4.要有参考标准才能进行检测:5.难以判断缺陷的种类。[1] 2、超声波检测 超声波检测的基本原理基本原理见图3所示。 垂直于管道壁的超声波探头对管道壁发出一组超声波脉冲后，探头首先接收到由管道壁内表面反射的回波(前波)，随后接收到由管道壁缺陷或管道壁外表面反射的回波(缺陷波或底波)。于是，探头至管道壁内表面的距离A与管道壁厚度T可以通过前波时间以及前波和缺陷波(或底波)的时间差来确定：
输气管道工艺计算 第一节 管内气体流动的基本方程 1．1气体管流基本方程 气体在管内流动时，沿着气体流动方向，压力下降，密度减少，流速不断增大，温度同时也在变化。在不稳定流动的情况下，这些变化更为复杂。描述气体管流状态的参数有四个：压力P 、密度ρ、流速v 和温度T 。为求解这些参数有四个基本方程：连续性方程、运动方程、能量方程和气体状态方程。 1、连续性方程 连续性方程的基础是质量守恒定律。科学实践证明，在运动速度低于光速的系统中，质量不能被创造也不能被消灭，无论经过什么运动形式，其总质量是不变的。气体在管内流动过程中，系统的质量保持守恒。 对于稳定流，常用的连续性方程为： 常数=vA ρ 或 222111A v A v ρρ= 2、运动方程 运动方程的基础是牛顿第二定律。也就是控制体内流体的动量改变等于作用该流体上所有力的冲量之和：即 ()τd N mv d i ∑= 式中：()mv d ——动量的改变量； τd N i ∑——流体方向上力的冲量 稳定流常用的运动方程为： 02 2 =+++ρλρρv D dx ds g dx dv v dx dP 3、能量方程 能量方程的基础是能量守恒定律。根据能量守恒定律，能量既不能被创造，也不能被消灭，而是从一种形式转变为另一种形式，在转换中能量的总量保持不变。对任何系统而言，各项能量之间的平衡关系一般可表示为： 进入系统的能量－离开系统的能量＝系统储存能的变化。 稳定流常用的能量方程为：
dx dQ dx ds g dx dv v dx dp p h dx dT T h T p -=++???? ????+??? ???? 4、气体状态方程 ZRT PV = ZRT P ρ= 由连续性方程、运动方程、能量方程、气体状态方程组成的方程组可以用来求解管道中任一断面和任一时间的气体流动参数压力P 、密度ρ、流速v 和温度T 由于这是一组非线性偏微分方程一般情况下没有解析解，因而只能在一定条件下以简化、线性化和数值化的方法求得近似解。 1．2稳定流动的气体管流的基本方程 为了简化上述方程组，假设： （1） 气体在管道中的流动过程为等温流动，即温度不变，T 为常数。 （2） 气体在管道中作稳定流动，即在管道的任一截面上，气体的质量流量M 为一常数， 也就是说气体的质量流量不随时间和距离的改变而改变，常数==vA M ρ。 等温流动则认为温度T 已知，实际上是采用某个平均温度，这样就可以在方程组中除去能量方程，使求解简化；稳定流动则可从运动方程和连续性方程中舍去随时间改变的各项。 这样的假设和简化对输气管，特别是长距离输气管可以认为是基本相符的。 稳定流动的运动方程： 02 2 =+++ρλρρv D dx ds g dx dv v dx dP 两边乘以dx ，并用 22 dv ρ 代替 2vdv ρ 整理后得： 2 22 2dv gds v D dx dP ρρρλ++=- 或： 2 222dv gds v D dx dP ++=-λρ （2－1） 式中： P ——压力，Pa ； ρ——气体得密度，㎏/m3； λ ——水力摩阻系数；
随着对经济效益的追求，必然趋动整个涂装工业的迅速发展，涂 装安全和清洁生产得到了政府和企业的重视，但目前涂装伤亡事故、 中毒事故、火灾爆炸事故频繁发生；从业人员的急、慢性苯中毒和粉 尘侵害等职业安全卫生问题比较突出，职业病人数居高不下；在涂装 过程中产生的废气、废水、废渣等三废问题也给环境造成了不同程度 的污染，影响生态平衡或直接危害了人类的健康，给国家财产和人民 生命财产造成了不同程度的损失。为了帮助企业加强作业安全防护措施，搞好车间设计，减少环境污染，构建和谐美丽环境，我中心决定 近期举办“涂装作业安全防护与清洁生产技术指导会”，此次会议将由 刘小刚主任、涂装安全作业泰斗宋世德副理事长和涂装泰斗林鸣玉副 理事长强强携手，结合实际案例对涂装安全防护清洁生产进行指导。 请各单位根据实际情况派员参加。具体事宜如下： 一、会议内容： Ⅰ涂装作业安全 1．涂装作业安全概述 2．涂装作业场所的燃烧爆炸的防护重点 2.1涂装作业场所燃烧的多发、常发、一触即发的决定因素 2.1.1 涂料及其辅料的主要物化特性 2.1.2 降服涂料燃烧爆炸的基本手段 3．涂装作业防护重点 3.1材料防毒重点 3.2安全卫生管理 3.3标准的实施与监管 3.4急救和应急措施 3.5安全培训教育 4．燃气的毒性，危险性及其一般防护知识 5．涂装安全标准查漏补缺 6．推荐常用的几个涂装安全设计参数 7．涂装作业外的几个常用重要安全‘标准’和‘手册’ Ⅱ涂装清洁生产 1．涂装过程的环保要求 1.1 世界各国对涂装过程的环保要求 1.2我国对涂装过程的环保要求2．涂装过程中三废治理的措施 2.1减少涂装材料中有害物质的含量 2.1.1 前处理材料的减少有害物质措施 2.1.2 涂料中减少有害物质措施 2.2减少废水、废气、废渣排放量的措施 2.2.1 减少废水排放措施 2.2.2 减少废渣排放措施 2.2.3 减少废气排放措施 2.3对排放出的三废中的有害物质进行处理技术 3．HJ/T293－2006《清洁生产标准－汽车制造业（涂装）》3.1 HJ/T293－2006《清洁生产标准－汽车制造业（涂装）》的内容3.2关于HJ/T293－2006实施的建议Ⅲ涂装车间的安全和环保设
什么是埋地管道外检测？ （一）管线腐蚀环境调查 因管道的腐蚀主要是电化学腐蚀，所以腐蚀环境调查内容主要有：土壤电阻率测试、杂散电流检测、腐蚀速率检测等。 （1）土壤电阻率测试 土壤电阻率是表征土壤导电能力的指标。它在土壤电化学腐蚀机理的研究过程中是一个很重要的因素。在埋地金属管道宏电池腐蚀过程中，土壤电阻率起着主导作用。因为在宏电池腐蚀中，极间电位差常常高达数百毫伏，而电极的可极化性大小对于腐蚀电流的减弱已不起显著作用，此时腐蚀电流的大小受欧姆电阻控制。所以，在其它条件相同的情况下，土壤电阻率越小，腐蚀电流越大，土壤腐蚀性越强。 土壤电阻率的大小取决于土壤中的含盐量、含水量、有机质含量及颗粒、温度等因素。由于土壤电阻率与多种土壤理化性质有关，所以在许多情况下，人们常常借助于土壤电阻率的大小来判断土壤的腐蚀性。管道通过低电阻率的地段，产生腐蚀的可能性很大。当然，这种对应关系对宏电池腐蚀确实如此，对于微电池腐蚀来说，其腐蚀性主要取决于阴、阳极的极化率，而与土壤电阻率无关。因此，土壤电阻率对于评价土壤腐蚀性是很有用的，但如作为完全依赖的指标可能不完全正确。 （2）杂散电流测试 杂散电流主要有直流杂散电流、交流杂散电流、大地电流三种形态，其中以直流杂散电流的危害性最大。当杂散电流所引起的管地电位过低时，管道表面会析出大量氢，造成防腐绝缘层破坏和脱落，从而加剧阴极区的腐蚀破坏。 杂散电流腐蚀集中产生在电阻小、易放电的局部位置，如防腐层破损剥落的缺陷部位、尖角边棱突出的部位。由于杂散电流的强度一般都很大，从而使金属管道溶解量大大增加，并且杂散电流可使被干扰体系在短时间内发生点蚀穿孔，甚至诱发应力腐蚀开裂，常规的阴极保护都难以阻止杂散电流的影响，因此杂散电流应作为重点检测内容。对检测出的数据，根据现行的标准与规范进行评定。 （3）腐蚀速率检测 检测将针对现场实际情况选取典型的土壤进行腐蚀速率检测，以评价管线土
关于天然气长输管道知识普及 随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出
的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 5、分输站
油气管道腐蚀在线实时监测系统 摘要：近些年，管道泄漏事故频繁发生，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。文章对在线腐蚀监测技术方法进行介绍与分析，结合油气管道的特点，提出油气管道腐蚀在线实时监测系统的构建与实施，为油气管道腐蚀防护控制提供参考。 关键词：腐蚀在线腐蚀监测技术腐蚀监测系统 油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，还造成了由于维修所带来的材料和人力上的浪费、停工停产造成的损失，甚至还可能因腐蚀引起火灾。特别是天然气管道腐蚀引起的爆炸，威胁人身安全，污染环境，后果极其有严重。因此，作好管道腐蚀监测工作有很重要。引起油气管道的内外腐蚀的因素包括：输送介质的水、硫化氢、二氧化碳、无机盐的含量，输送介质的流动和冲刷，输送的压力和介质温度，土壤的含盐量、含水量和温度等等，这些因素造成油气管道存在多种腐蚀现象，如均匀腐蚀、点蚀、应力作用下的局部腐蚀（应力腐蚀开裂、氢损伤、磨损腐蚀）等。 一、油气管道腐蚀机理 油气管道，特别是长输管道所选用的管材常为碳钢或合金钢，一般情况下，管道腐蚀是一种电化学腐蚀过程，在电解质中，作为阳极的金属溶解，同时放出电子，而这些电子又被阴极过程所吸收，这样导致金属不断溶解。电化学腐蚀过程如下： 阳极反应：Fe–2e→Fe2+（氧化反应） 阴极反应：H++e→H或2H2O+O2+4e→4OH- （还原反应） 电子的定向转移，产生腐蚀电流，加速了金属的溶解，因此对腐蚀的监测主要是根据金属腐蚀情况、电位、电流及电阻的变化等因素推导计算出金属腐蚀的速率等参数，从而直观的显示出金属的保护状态。 二、国内外腐蚀在线监测技术研究现状 目前主要测量方法有：现场挂片法、电阻法、电化学法及电感法。 1.现场挂片法 将一定材质和规格的试片，暴露在腐蚀环境中某个特定的时间周后对试片的质量变化进行测量和计算，并对试片表面进行检查的一种方法。腐蚀试片法是腐
国外输气管道失效事故调查分析参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
国外输气管道失效事故调查分析参考文 本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 一、前言 管道的安全性是一个非常重要的问题，日益受到人们 的重视。随着管道的大量敷设和运行时间延长，管道事故 时有发生。由于管道所输送的物质一般为有害物质，一旦 发生泄漏或断裂，就会对其周围的环境和人员产生严重的 后果。输气管道，尤其是高压输气管道，一旦破裂，压缩 气体迅速膨胀，释放大量的能量，引起爆炸、火灾，会造 成巨大的损失。例如，１９６０年美国Transwestern公司 的一条Ｘ５６钢级的、直径为７６２毫米的输气管道破 裂，破裂长度达１３公里。１９８９年６月苏联拉乌尔山 隧道附近由于对天然气管道维护不当，造成天然气泄漏，
随后引起大爆炸，烧毁了两列铁路列车，死伤８００多人，成为１９８９年震惊世界的灾难性事故。 国外对于长输管道失效事故的调查分析工作十分重视，如美国运输部（DOT）的管道运输安全办公室OPSO （OfficeofPipelineSafetybytheOperators）及研究与专门项目委员会RSPA （ResearchandSpecialProgransAdministration）、欧洲输气管道事故数据组织EGIG （EuropeanGaspipelineIncidentdataGroup）、加拿大的国家能源委员会NEB（NationalEnergyBoard）及加拿大能源管道协会CEPA （CanadianEnergyPipelineAssociation）、加拿大运输安全委员会TSB （theTransportationSafetyBoardofCanada）、英国天然气协会、俄罗斯天然气监督机构以及全苏天然气科学研
目录 一、金属管道腐蚀的危害1 1．金属管道腐蚀程度鉴别 (2) 2. 金属管道的腐蚀及使命 (2) 3.管道腐蚀实例及分析 (5) 4.金属管道腐蚀的危害 (8) 二、金属管道腐蚀的原因 1．化学腐蚀 (8) 2．电化学腐蚀 (9) 3．其它原因 (10) 三、防腐对策 (10) 1．做好金属管道的防腐层处理 (11) 2．合理选用管材及阀件 (13) 3. 合理设计 (13) 4.精心施工，严格按规范操作 (13) 5.加强运行维护管理 (14) 6.质量控制及检验 (14) 结论 (19) 致谢 (21) 参考文献 (22)
金属管道的腐蚀及防腐对策 摘要介绍了金属管道腐蚀的危害及实例。简述了化学腐蚀、电化学腐蚀和由于安装原因造成的管道腐蚀，提出了覆盖层保护法，加强运行维护管理和精心施工，合理选用管材管件等防腐措施。 关键词：金属管道化学腐蚀电化学腐蚀防腐质量控制 一、金属管道腐蚀的危害 金属及金属管道腐蚀是一个世界性的问题。用于建筑设备配管的金属管道由于直接接触各种易产生腐蚀的介质，其腐蚀问题尤为突出。建筑设备配管的金属管道按材质分主要有钢管（含镀锌钢管）、铸铁管、不锈钢管、铜管、铝管等，按用途分有生活、生产的冷、热给水管、蒸汽及其它气体、污废水排水、凝结水、消防给水管等。因钢管的用量最大、最容易腐蚀，本文将予以重点讨论。 1.1 金属管道腐蚀程度的鉴别方法可用表1 来表述（指安装前内外壁检查）。 1.2 金属管道的腐蚀及其使用寿命 腐蚀将严重影响金属管道使用寿命。随着时间的推移，金属管道的腐蚀是不可避免的。即使做了防腐涂层，其涂层也会逐渐老化而丧失其防腐蚀性能。金属管道的腐蚀有多方面因素，主要原因可用表2 来表述。
燃气管道腐蚀的检测 一、管道腐蚀检测的目的管道腐蚀的检测目的主要是为了避免由于腐蚀而造成管道泄漏，或造成管道损坏致使供气中断；通过检测确定合适的防腐方法，并检查管道现有绝缘防腐层的质量，观察现有防腐系统的效果，确定需要加强或重新更换防腐蚀设施。 二、管道防腐蚀检测的方法(一)泄漏的检测管道被腐蚀表面最常见的是穿孔，可用深度仪测得孔深。此外，管道局部和整体也可被腐蚀，从而导致燃气泄漏，故必须定期用检漏仪寻找泄漏点并进行检测和记录。(二)管道与土壤电位差的检测在进行电位差检测之前，一般要对埋地燃气干管、支管及其相邻的金属管道进行定位。只有当其他金属管道与燃气管道相距1m以上，才能得到可靠的检测结果。图10-76为管道定位器工作原理示意图。管道内送入高频电子波，操作人员戴上耳机，手持管道定位器探头，离管道1m，沿管线可听到声波的变化从而判断管道的所在位置。图10-77为检测埋地管道与土壤电位差的示意图。无论管道直埋或埋地沟中时，其连接方式是类似的。将管道与电位差计的负极相连，正极与铜、硫酸铜标准电极相连，硫酸铜电极必须紧贴土壤表面。试验表明，测试电极间的最大距离不宜超过15m。图10-78为沿管道每隔15m测得的管道与土壤的电位差值。图10-76 管道定位器工作原理示意图1—线圈2—扩音机3—耳机4—管道5—声波曲线图10-77 管道与土壤电位差的检测示意图1—管道2—电位差计3—CuSO4标准电极(三)绝缘法兰的检测绝缘法兰可将被保护管线与不受保护管线或设备从电中处分开，也可使保护电流不至于通过接地体而漏失。绝缘法兰也可用于地下杂散电流地段以及不同管道(不同材质、新旧管道等)的连接处，以消除干扰腐蚀，是一种防腐蚀措施。当绝缘法兰安装到管道系统之前，必须检查法兰两侧之间的电阻，该电阻值应十分高，趋向于无限大。其检查线路如图10-79所示。用两根带探头的导线代替便携式灯泡的开关，连接到绝缘法兰的两侧。如果灯泡不亮，则说明无电流通过，即法兰两侧电阻很高，满足要求。
国外输气管道失效事故调查分析
国外输气管道失效事故调查分析 一、前言 管道的安全性是一个非常重要的问题，日益受到人们的重视。随着管道的大量敷设和运行时间延长，管道事故时有发生。由于管道所输送的物质一般为有害物质，一旦发生泄漏或断裂，就会对其周围的环境和人员产生严重的后果。输气管道，尤其是高压输气管道，一旦破裂，压缩气体迅速膨胀，释放大量的能量，引起爆炸、火灾，会造成巨大的损失。例如，１９６０年美国Transwestern公司的一条Ｘ５６钢级的、直径为７６２毫米的输气管道破裂，破裂长度达１３公里。１９８９年６月苏联拉乌尔山隧道附近由于对天然气管道维护不当，造成天然气泄漏，随后引起大爆炸，烧毁了两列铁路列车，死伤８００多人，成为１９８９年震惊世界的灾难性事故。 国外对于长输管道失效事故的调查分析工作十分重视，如美国运输部（DOT）的管道运输安全办公室OPSO （OfficeofPipelineSafetybytheOperators）及研究与专门项目委员会RSPA （ResearchandSpecialProgransAdministration）、欧洲输气管道事故数据组织EGIG （EuropeanGaspipelineIncidentdataGroup）、加拿大的国
家能源委员会NEB（NationalEnergyBoard）及加拿大能源管道协会CEPA（CanadianEnergyPipelineAssociation）、加拿大运输安全委员会TSB （theTransportationSafetyBoardofCanada）、英国天然气协会、俄罗斯天然气监督机构以及全苏天然气科学研究院等机构，均进行了大量的管道失效事故调查分析与研究工作。加拿大、美国和欧洲等国家还建立了相应的管道事故数据库，以进行现役管道的安全评价，减少事故发生的可能性。 对以往的管道失效事故进行调查分析，对管道安全设计与运行管理有以下重要作用。 （１）建立风险评价模型； （２）管道修复和替换决策； （３）进行安全评价； （４）检查管道失效倾向； （５）成本效益分析； （６）为管道的设计、施工及运行管理提供技术支持。 通过对国外主要国家和地区输气管道失效事故的调查分析，可掌握国外长距离天然气输送管道失效的主要原因，对国内输气管道建设具有重要的参考价值。 二、输气管道的失效原因
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 2021新版埋地钢管外防腐层直接 检测技术与方法
2021新版埋地钢管外防腐层直接检测技术与 方法 导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 摘要：根据多年检测地下管道外防腐层的实践经验，系统地论述了地下管道外防腐层检测前沿的几种理论方法。通过对这些理论方法和检测技术的分析，以期能对我国油气等埋地管网腐蚀评价的技术规范制定、实际管道腐蚀检测的实施、埋地管网腐蚀评价起到指导和借鉴作用。 关键词：外防腐层直接检测和评价；交流电流法；直流电压法 1埋地钢管的腐蚀类型 ①管道内腐蚀 这类腐蚀影响因素相对来说比较单一，主要受所输送介质和其中杂质的物理化学特性的影响，所发生的腐蚀也主要以电化学腐蚀为主。例如：如果所运输的天然气的湿度和含硫较高时，管道内就容易发生电化学腐蚀。对于这类腐蚀的机理研究比较成熟，管道内腐蚀所造成的结果也基本上可预知，因此处理方法也规范。比如通过除湿和脱硫，
输气工艺计算题 1、一段输气管道，平均压力是1.2MPa，平均温度是19℃，管道规格 是φ457 mm×7 mm,管道长度25km，管道的平均压缩系数为1,请计算 该段管道的管道容积？ 已知：t=19℃，P=1.2MPa，D=（457-7×2）mm，L=25km 求：V=？ 解：根据公式得： ①A=1/4×3.14×(（457-7×2）×10-3)2=0.1541 m2 ②V= A L= 0.1541×25×103=3852.5 m3 答：该段管道的管道容积是3852.5 m3。 2、一段输气管道，天然气的平均压力是4.5MPa，平均温度是15℃， 管道规格是φ559 mm×9 mm，管道长度25.4km，大气压力按0.1 MPa， 天然气的平均压缩系数为1，请计算该段管道的储气量？ 已知：t=15℃，P=4.5MPa，D=（559-9×2）mm，L=25.4km，t0=20℃， P0=0.1MPa 求：V0=？ 解：根据公式得： ①A=1/4×3.14×(（559-9×2）×10-3)2=0.2298 m2 ②V= A L= 0.2298×25.4×103=5836.9 m3 ③T0 =273.15+20=293.15 K T=273.15+15=288.15 K ④P0 V0/ T0 = P V/ T Z0=Z=1
⑤V0 = P V T0/ （P0 T） =（4.5+0.1）× 5836.9 × 293.15/（0.1×288.15） = 273156 m3 答：该段管道的储气量是273156 m3。 3、输气站到邻近阀室距离16.9 km，输气站起点压力是3.8MPa，阀室压力是3.5MPa，距输气站5 km处的输气管道发生泄漏，请问发生泄漏时泄漏点的压力是多少？ 已知：。P1=3.8MPa，P2=3.5MPa，L=16.9km，X=5km。 求：P X=？ 解：根据公式得： ①P X=( P12 -（P12– P22）X/L )1/2 ②P X=( 3.82 -（3.82–3.52）×5/16.9 )1/2 ③P X=3.72 MPa 答：发生泄漏时泄漏点的压力是3.72 MPa。 4、输气站到邻近阀室距离25.9 km，输气站起点压力是2.9MPa，阀室压力是2.5MPa，输气管道在压力2.69MPa处发生泄漏，请问发生泄漏时泄漏点距输气站的距离有多远？ 已知： P1=2.9MPa，P2=2.5MPa，L=25.9km，P X =2.69MPa。 求：X =？ 解：根据公式得： ①P X=( P12 -（P12– P22）X/L )1/2 ②2.69=( 2.92 -（2.92–2.52）X /25.9 )1/2
输气管道站场故障工况分析刘文泉2013年10月
工况分析1： 某管线有连续三个中间压气站，分别为1#、2#、 3#，2#站值班人员发现（并确认）进站压力降低较快，请分析工况。 1.压力表或变送器引压管漏气，引起的误信号； 2.1#压气站压缩机组停机； 3.1#、2#压气站之间线路截断阀关闭； 4.1#、2#压气站之间管线泄漏； 5.1#、2#压气站之间管线堵塞，因管线中水合物或清管作业清管器发卡形成堵塞
工况分析2： 某管线有连续三个中间压气站，分别为1#、2#、3#，2#站值班人员发现（并确认）出站压力上升较快，请分析工况。 1.3#压气站压缩机组停机； 2.2#、3#压气站之间线路截断阀关闭； 3.2#、3#压气站之间管线堵塞，因管线中水合物或清管 作业清管器发卡形成堵塞。
工况分析3： 压缩机站停运或压缩机组停机对输气干线工况有何影响，请分析工况。 1.工作点流量：中间某站部分机组或全部机组停运，全 线由于压缩比减小，流量减小。 2.中间站停运（部分机组或全部），停运后流量减小， 停运站越靠近首站，流量减少越多； 3.停运站前各站停运后进出口压力均上升，停运站越靠 近首站，各站进出口压力上升越多； 4.停运站后各站停运后进出口压力均下降，停运站越靠 近首站，各站进出口压力下降越多。
工况分析4： 输气干线分气或集气对干线工况有何影响，请分析工况。 1. 分集气对流量的影响 当分气时，分气点以前管内流量要增大，分气点以后管内流量要减小；当分气量越大，上述变化趋势越明显；当集气时，集气点以前管内流量要减小，集气点以后管内流量要增大；当集气量越大，变化趋势越明显。 2.分气对沿线压力的影响 分气点以前管内压力均将下降；越靠近分气点，压力变化越明显；分气后各管段压力均下降。