F1: Wie hoch ist der Korrosionsmechanismus von A335 -Stahlrohr in hoher Temperaturschwefidierungsumgebung?
In oil products containing H₂S, A335 steel pipe will undergo high temperature sulfur corrosion (H₂S+Fe→FeS+H₂), forming a loose iron sulfide film, resulting in continuous thinning. P5 steel contains 5% Cr, which is 3~5 times more corrosion resistant than carbon steel, but the wall thickness still needs to be monitored when the temperature is >260 Grad. Die Korrosionsrate korreliert positiv mit dem H₂s -Teildruck, der Durchflussrate und dem CL⁻ -Gehalt. Schutzmaßnahmen umfassen die Injektion von Korrosionsinhibitoren und die Kontrolle der Durchflussrate an<15m/s. Regular UT thickness measurement is necessary, and the remaining wall thickness must meet the ASME B31G calculation requirements.
F2: Wie verbessert man die Korrosionsbeständigkeit von A335 durch Beschichtungstechnologie?
Die innere Beschichtung kann Glasflockenepoxid (Temperaturbeständigkeit unter 120 Grad) oder Zinksilikat (Temperaturwiderstand unter 400 Grad) für Wasserleitungen sein. FBE (Fusion Binded Epoxy) oder 3LPE (Dreischicht-Polyethylen) wird üblicherweise für den externen Korrosionsschutz verwendet, und Sandstrahlen sind für SA2.5 Sauberkeit erforderlich. Für Hochtemperaturteile können Aluminium- oder Chromlegierung (wie 80NI20CR) thermisch besprüht werden, um eine Oxidationssichtweite zu bilden. Nach dem Beschichtungskonstruktion ist eine Loch -Erkennung (mehr oder gleich 5 kV -DC -Funken) erforderlich. Auf die Kompatibilität der Beschichtung mit kathodischem Schutz sollte beachtet werden, um das Schälen zu vermeiden.
F3: Welche Medien können Spannungskorrosionsrisse von A335 -Stahlrohren verursachen?
Die nasse H₂s -Umgebung (＞ 50 ppm) kann SCC verursachen (muss NACE MR0175 -Standard erfüllen). Hochtemperaturalkalische Lösung (wie NaOH ＞ 5%, Temperatur ＞ 50 Grad) verursacht Alkali-Verspritzung, insbesondere im Schweißbereich. Polythionsäure (H₂sₓo₆, während des Herunterfahrens gebildet) stellt eine große Bedrohung für Schweißnähte zwischen Austenitic Edelstahl und A335 miteinander. Das Co₂-Co-H₂o-System kann auch bei einem bestimmten pH-Wert Risse verursachen. Vorbeugende Maßnahmen umfassen die Reduzierung der Restspannung, die Kontrolle der mittleren Reinheit und das Hinzufügen von Inhibitoren.
F4: Kann die Austenitisierung die Oxidationsresistenz von A335 verbessern?
Austenitisierung (wie das Löschen von P91-Stahl bei 1040 Grad) kann die Körner verfeinern, die feste Löslichkeit von Chrom erhöhen und die Oxidationsresistenz mit hoher Temperatur verbessern. Der nach der Behandlung gebildete dichte Cr₂o₃ -Film kann der Dampfoxidation über 600 Grad widerstehen. Das Temperieren (z. B. 780 Grad) ist jedoch erforderlich, um die Sprödigkeit zu vermeiden. In den tatsächlichen Anwendungen liegt die Oxidationsrate von P91 -Stahl nach der Normalisierung + Temperatur um 30% ~ 50% niedriger als die von P22. Es ist zu beachten, dass das Schälen des Oxidfilms die Erosion nachgelagerter Turbinen verursachen kann, und eine regelmäßige Auswertung des Wirbelstromtests (ECT) ist erforderlich.
F5: Wie kann man die Wandstärke von A335 -Stahlrohren im Betrieb erfassen?
Herkömmliche Methoden umfassen die Messung der Ultraschalldicke (UT, Genauigkeit ± 0,1 mm) und die Überwachung von Ellbogen, T-Shirts und anderen korrosionsgefährdeten Teilen alle 3 Monate. Die gepulste Wirbelstromtechnologie (PEC) kann in Hochtemperaturbereichen eingesetzt werden, ohne die Isolationsschicht zu entfernen. Die Röntgen-DR-Erkennung kann mit der Wanddicke-Mapping-Software kombiniert werden, um eine dreidimensionale Korrosionskarte zu erzeugen. Für die Innenseite der Pipeline kann das mit elektromagnetische oder Ultraschallsonden ausgestattete intelligente Rohrreinigungsvorrichtung (Schwein) eine lange Distanzdetektion erreichen. Die Daten müssen aufgezeichnet und mit der ASME B31G Reststärkeformel verglichen werden, um die Lebensdauer zu bewerten.
