超声波C扫描技术在涉硫设备及管道腐蚀检测中的应用

本文介绍超声波C扫描成像技术在涉硫场站设备管道腐蚀检测中的应用,并在超声波C扫描成像发现腐蚀区域进行射线检测,通过射线检测底片与超声波C扫描成像结果进行对比验证,最后采取现场实物解剖验证,从现场检测对比效果发现超声波C扫描成像是一种非常有效的管道腐蚀检测方法,根据超声波C扫描成像图谱非常容易判断腐蚀严重程度并发现检测结果与射线检测底片和解剖结果一致。     

C5/C6异构化装置的腐蚀与防护

本文介绍了C5/C6异构化装置中的腐蚀来源,从生产运行角度提出预防腐蚀发生的措施。     

不同打印参数对3D打印钛合金电化学腐蚀的影响

目的:探讨3D打印不同打印参数对TC4钛合金(Ti-6Al-4V)耐腐蚀性的影响。方法:分别将打印功率、速度和层厚这三个参数作为变量分为A、B、C三组,A组按照功率渐增又分为A1、A2、A3组,B组按照速度渐增又分为B1、B2、B3组,C组按照层厚渐增又分为C1、C2、C3组。分别研究A、B、C三组试件的自腐蚀电位、自腐蚀电流密度和电化学阻抗谱,并分析对比其耐腐蚀性能。结果:A1到A3自腐蚀电位降低,而自腐蚀电流密度增高,电化学阻抗弧减小;从B1到B3自腐蚀电位降低,自腐蚀电流密度增高,电化学阻抗弧减小;从C1到C3自腐蚀电位降低,自腐蚀电流密度和电化学阻抗弧都减小。结论:在一定范围内,3D打印功率和速度越低,TC4钛合金耐腐蚀性越强,腐蚀溶解速率越小,层厚越小,TC4钛合金耐腐蚀性越强,但腐蚀溶解速率越快。     

液态轻烃储罐内壁腐蚀原因分析及防护措施

对液态轻烃储罐内壁腐蚀的原因进行了研究。用扫描电子显微镜(SEM)对腐蚀试样的表面形貌和结构进行了分析,腐蚀产物中硫化物主要成分是FeS;用俄歇电子能谱(AES)定性测试储罐材质和腐蚀产物的化学成分,储罐材质表面主要元素为Fe、O及杂质元素C,而腐蚀产物表面主要元素为Fe、O、C、S及微量Cl;X光电子能谱(XPS)分析实验表明,腐蚀产物氧化物为Fe3O4。最后,根据轻烃储罐内壁的腐蚀机理提出了一些相应的防护措施。     

不同侵蚀介质作用下高性能混凝土耐腐蚀性研究

采用不同快速腐蚀方法,研究了不同化学侵蚀介质对C40高性能混凝土与C25粉煤灰混凝土抗腐蚀性能的影响。研究结果表明,在不同化学腐蚀介质作用下,混凝土耐化学腐蚀性能也不同,但混凝土抗压强度指标下降均比抗折强度快。一般C40高性能混凝土的抗化学侵蚀比粉煤灰混凝土的略好,但人工海水介质除外。     

乙烯装置稀释蒸汽发生器管束腐蚀失效分析

对兰州石化乙烯装置138C稀释蒸汽发生器管束进行了腐蚀失效分析。结果表明,管束的腐蚀形态总体属均匀腐蚀,腐蚀是在170℃条件下,由电化学吸氧腐蚀、硫腐蚀与氯离子催化腐蚀共同作用造成的,且氯离子加速了腐蚀进程。同时,据此提出了相应的建议。     

HR3C不锈钢晶间腐蚀敏感性检测

通过金相分析、10%草酸浸蚀试验和硫酸-硫酸铜腐蚀试验对HR3C不锈钢的晶间腐蚀敏感性进行了研究。实验结果表明,对HR3C不锈钢进行10%草酸浸蚀试验后其金相组织呈沟状;对其进行硫酸-硫酸铜腐蚀试验后发现,HR3C不锈钢发生晶间腐蚀敏感性低,属于耐晶间腐蚀的钢种。     

二次冷轧基板及其镀铬板耐蚀性研究

通过塔菲尔曲线测试、中性盐雾试验和浸泡腐蚀试验研究了二次冷轧基板及其镀铬板的腐蚀行为.结果表明:镀铬板的耐蚀性优于二次冷轧基板.二次冷轧基板和镀铬板的腐蚀均优先发生在表面缺陷处.二次冷轧基板处于中性盐雾气氛或40°C的3.5％NaCl溶液中时,逐渐从局部腐蚀转变为大面积严重腐蚀甚至全面腐蚀.镀铬板处于上述两种介质中时发生局部腐蚀,随时间的延长,局部腐蚀现象加剧.     

玻璃钢盐酸罐内衬层腐蚀问题

<正>A:玻璃钢盐酸罐的内蚀层腐蚀一般是点腐蚀,还是均匀腐蚀?B:盐酸对树脂的腐蚀是表面腐蚀。玻璃钢罐内衬层树脂虽然较厚,但一旦局部腐蚀透,就会快速穿过结构层,进而快速腐蚀结构层,宏观上又产生点腐蚀的特征。C:赞同你的的观点。A:谢谢!     

不同链长的烷基硫醇自组装膜在不同腐蚀介质中的抗腐蚀性阻抗研究

文章通过在铜表面上制备高质量的不同链长的烷基硫醇自组装膜并研究烷基硫醇自组装膜在不同腐蚀介质NaCl、HCl、H2SO4中的抗腐蚀能力,从而对其抗腐蚀性能进行比较研究。结果表明:铜电极上组装的C18SH、C12SH、C6SHSAMs在不同的腐蚀介质中对基底均有相当好的腐蚀保护作用;在其它条件相同的情况下,烷基硫醇的碳链越长,自组装膜对铜基底的腐蚀保护能力越强。     

聚异丁烯装置后处理设备腐蚀与防护探讨

对聚异丁烯装置后处理部分设备的腐蚀原因进行了分析，A1C13水解、氯化聚异丁烯高温分解及硫气是造成设备腐蚀的主要因素。提出了防止腐蚀的措施和更改工艺条件和设备材质的建议。     

气田气井缓蚀剂研究

在分析气田腐蚀原因的基础上，研制了一种抑制C02腐蚀的咪唑啉类缓蚀剂，通过室内评价和现场应用实验表明，缓蚀率达到了80一90％，定期投加该缓蚀剂能够有效地控制气井的腐蚀。     

独山子石化腐蚀数据管理评价系统的开发

采用C／S网络数据库方案，开发了独山子大型网络腐蚀数据管理评价系统，数据库收集了油品、冷凝水、旁路釜、电脱盐、在线测厚等各类腐蚀监测数据和设备管线档案等基础数据。系统不仅具有腐蚀监测数据的录入、审核、管理、显示、查询等初级功能，还具有报告自动生成、腐蚀趋势分析、报警、腐蚀原因诊断等高级功能，大大提高了相关职能部门的腐蚀管理能力和决策能力。     

平纹编织C/SiC复合材料在1300℃模拟环境中的疲劳行为

通过拉-拉疲劳试验并结合电镜扫描观察,对比研究平纹编织C/SiC陶瓷基复合材料在1 300℃惰性气氛环境和两种腐蚀气氛环境中的疲劳行为.结果表明:由于高温氧化腐蚀的作用,1 300℃下腐蚀气氛环境中C/SiC陶瓷的抗疲劳性能明显比惰性气氛环境差,而且氧气和水分含量越高,陶瓷基复合材料在腐蚀气氛环境中的抗疲劳性能越差.疲劳载荷对氧化腐蚀起着推动作用,疲劳载荷越大裂纹宽度越大,不同的裂纹宽度对应着不同的氧化机制,从而产生不同的氧化形貌.腐蚀气氛环境中的氧气含量决定着C纤维的氧化速度.水分含量低时,于1 300℃在涂层表面生成无定形态的SiO2对裂纹具有封填效果从而提高材料寿命;水分含量高时不仅促使SiO2大量析晶减弱其封填效果,而且其会与SiO2反应生成气态产物,大量消耗涂层,降低材料寿命.     

渤海某海底管道内部腐蚀状态评估

渤海某海底油水混输管道不具备内检测条件,为了解该管道内部腐蚀状况,需要识别出管道内部腐蚀风险因素,进一步预测管道的内部腐蚀程度。通过腐蚀风险因素筛选,管道内部腐蚀风险主要为C O2腐蚀,Cl-的存在对腐蚀具有一定的促进作用。通过腐蚀速率预测,自投产日起至今管道最大壁厚损失为1.64mm,腐蚀深度为12.9%。考虑维持现有状态运行,3年后和5年后的最大壁厚损失均未超过设计腐蚀裕量（3 mm）,管道暂时能安全运行。预测管道入口端腐蚀风险高于出口端。     

CO2分压对天然气管道母材/焊缝的腐蚀行为研究

CO2腐蚀是国内大部分气田管线内腐蚀的主要形式之一.针对不同CO2分压对天然气管线钢母材和焊缝的腐蚀影响,通过浸泡实验(全面腐蚀速率、点蚀速率、腐蚀图像)明确了母材和焊缝的宏观腐蚀行为,通过电化学测试(开路电位、极化曲线、电化学阻抗)分析了其腐蚀动力学过程.结果表明:随着CO2分压增大,母材和焊缝的全面腐蚀速度增大,同时焊缝的全面腐蚀速度大于母材,腐蚀形貌均由局部点蚀状态向全面腐蚀状态转变,焊缝点蚀敏感性远大于母材;母材和焊缝的开路电位发生负向移动,腐蚀倾向性变大,且焊缝更容易发生腐蚀,反应过程受到阳极过程控制,不同CO2分压条件下的焊缝腐蚀电流密度均大于母材,这主要是由于母材表面以FeCO3为主,而焊缝以FeCO3+Fe3C为主.     

CO2/H2O环境下X80钢母材/焊缝腐蚀行为演变过程研究

与管线母材相比,焊缝是管线失效的关键部位之一.针对含CO2/H2O的天然气管线母材和焊缝在稳态和动态条件下的电化学腐蚀行为,通过三电极体系和高温高压反应釜相结合开展20 d的浸泡实验,得到不同条件下母材和焊缝的电化学阻抗特征,通过等效电路拟合相关参数的变化规律建立不同阶段母材和焊缝的腐蚀过程,并通过腐蚀形貌分析和腐蚀产物分析明确了母材和焊缝腐蚀规律不同的原因.结果表明:在浸泡初期母材表面覆盖以FeCO3腐蚀产物层为主,而焊缝的腐蚀产物FeCO3以Fe3C为骨架形成多孔结构;在动态冲刷过程中,母材和焊缝金属表面难以形成稳定的、覆盖率高的腐蚀产物层,金属基体一直处于腐蚀过程中.     

盐湖地区混凝土的长期腐蚀产物与腐蚀机理

运用XRD，DTA—TG，SEM—EDAX和IR方法研究了盐湖地区暴露20a的实际混凝土工程的腐蚀产物，发现了混凝土在盐湖卤水腐蚀条件下3种类型的化学腐蚀。首次报道了盐湖卤水中的碱金属离子对水化硅酸钙(CSH)的两种腐蚀产物，即水化硅酸钙水硅酸镁CSH—MSH的过渡产物含水硅酸钙镁凝胶(C1—xMx)1．15～1．70SH(x＝0．22～0．39)以及Na离子取代Ca的碱硅凝胶产物(C1—xNx)1.85～1．60SH(x＝0．39～0．63)。此外，还提出了水泥的3种水化产物即氢氧钙石(CH)、水化铝酸钙(C3AH6)和水化硅酸钙(CSH)在盐湖地区的化学腐蚀机理。     

LNG接收站腐蚀情况分析

我国 LNG接收站大多位于沿海地带，长期处于高湿、高盐雾环境，按照 ISO12944大气腐蚀环境分类属于 C4或 C5-M等级。随着 LNG接收站运营年限延长，其腐蚀问题逐渐凸显。本文介绍了 LNG接收站工艺、用材、运行介质、原有防腐措施等，在此基础上分析了 LNG接收站常见腐蚀问题，并对其原因进行了分析，为 LNG接收站新站防腐设计和运营维护工作提供参考。     

容器和管道壁厚腐蚀磨损附加量的计算

容器和管道壁的腐蚀磨损裕度C(腐蚀附加量),可用规定寿命t_H 和腐蚀速度v_0的乘积表达。认为v_0是不随时间变化的固定值,而且主要是根据无附加负荷的腐蚀试验试样的数据来确定。但是由于腐蚀使容器壁厚减薄,因而金属中的应力和腐蚀速度增大。可见v=f[σ(t)],σ=f[v(t)](这里v(t)和σ(t)——腐蚀速度和应力的变值)。根据以前得到的数据(?) (1)式中:v_0——介质温度为T 时无应力金属的腐蚀速度