直流干扰对X80管线钢表面腐蚀行为的实验研究

为探究直流电流密度对X80管线钢的表面腐蚀行为,采用传统三电极体系与直流干扰源相结合的方式,建立了不同直流电流密度下X80管线钢在近中性NS4土壤模拟溶液中的电化学测试体系,得到了X80管线钢自腐蚀电位、极化曲线、电化学阻抗和腐蚀形貌特征。结果表明,直流电流密度对X80管线钢在NS4溶液中的腐蚀行为主要分为两个阶段:第一阶段为iDC=0~20 mA/cm^2时,此时主要为双电层和扩散层的形成过程,以全面腐蚀为主,腐蚀电流密度随直流电流密度的增大而增大,腐蚀产物主要为FeOOH;第二阶段为iDC≥50 mA/cm^2时,此时主要以点蚀为主,腐蚀电流密度基本不变,内层腐蚀产物主要以黑色Fe3O4为主。     

离子渗氮对X80钢在库尔勒土壤溶液中电化学腐蚀行为的影响

通过对X80钢进行离子渗氮处理,研究其在库尔勒土壤模拟溶液中浸泡30天的耐腐蚀性能。通过动电位极化曲线和阻抗谱测试X80钢渗氮层对腐蚀性能的影响。结果表明,经离子渗氮的试样比X80钢更耐蚀,其自腐蚀电位为-393mV,比X80钢高出337mV,自腐蚀电流密度为0.046A/cm2,约是X80钢的1/1 000。离子渗氮处理使X80钢表面生成了ε相和γ′相,可显著提高自腐蚀电位,使腐蚀反应更难发生。同时,显著降低了自腐蚀电流密度。采用SEM、XRD和EDS技术对腐蚀产物膜的表面形貌和组成成分进行测试分析表明,腐蚀产物主要是Fe3O4和β-FeOOH。     

海水流速对X80管线钢极化曲线的影响

为了研究海水流速对海底管线钢极化曲线和阴极保护的影响规律,以更有效地控制海底管道腐蚀,利用旋转圆柱电极实验装置模拟得到海水流速为0~3.5 m/s时管线钢的极化曲线,通过分析自腐蚀电位和腐蚀电流密度的变化评价X80管线钢腐蚀状况。利用得到的极化曲线作为边界条件,应用有限元数值模拟方法引入防腐层击穿系数ξ,分别研究海底管道在裸钢(ξ=1)、涂层破损严重(ξ=0.1)、涂层破损较轻(ξ=0.01)时表面电位、阳极反应电流密度、阴极反应电流密度的分布情况。研究结果表明,在X80管线钢三种不同的表面状态下,海水流速对阴极保护的影响规律有很大差别,该结果可为海底管道现场腐蚀防护提供工业指导。     

X80钢在土壤模拟液中的腐蚀行为研究

在鹰潭和库尔勒土壤模拟液中,利用失重法研究了原始态、正火态和调质状态下的x80管线钢的腐蚀行为,并对原始态试样进行了极化曲线测量。失重试验表明：不同组织的X80钢在鹰潭和库尔勒两种土壤模拟溶液的腐蚀速率随着时间先降低再趋于平稳,都在腐蚀初期出现最大腐蚀速率;X80钢在库尔勒土壤模拟液中的腐蚀速率要高于在鹰潭土壤模拟液中的腐蚀速率。极化曲线表明：原始态X80钢在两种土壤模拟溶液中都属于典型的活性溶解。在库尔勒土壤模拟溶液中,X80钢的自腐蚀电位更负,电流密度大,腐蚀速率高。     

砂粒浓度对X80管线钢冲刷腐蚀行为的影响

海底原油输送管道中砂粒对管壁的损伤十分严重。针对管道内壁存在砂粒冲刷腐蚀现象,以X80管线钢为例,研究不同砂粒浓度对X80管线钢在含Cl-溶液中冲刷腐蚀行为的影响。采用失重法、动电位极化曲线、电化学阻抗技术和腐蚀形貌观察进行实验研究,结果表明:在实验范围内,不同砂粒浓度下的冲刷腐蚀电化学测试结果表现出相似的电化学行为,随着砂粒浓度的增加,X80管线钢的冲刷腐蚀速率逐渐增大;当砂粒质量分数为2.5%时,过量的砂粒会造成"屏蔽效应",冲刷腐蚀效率反而降低;X80管线钢的冲刷腐蚀形貌以腐蚀为主,表面有明显的颗粒冲刷痕迹,冲刷腐蚀机理为腐蚀与机械冲刷协同作用。该研究结果对海底原油输送管道的防护具有重要意义。     

X90管线钢母材和焊缝在近中性模拟溶液中不同加载电位下的应力腐蚀行为

X90是继X80和X100管线钢后开发的新一代管线钢,已成为国内外研究的新热点。为了深入了解加载电位对X90管线钢土壤应力腐蚀行为的影响,采用电化学测试和慢应变速率拉伸试验(SSRT)的方法研究了X90管线钢直缝焊管母材和焊缝在近中性模拟溶液(NS4)中不同加载电位下的应力腐蚀行为,应用扫描电子显微镜(SEM)对其断口形貌进行了观察,分析应力腐蚀行为的机理。研究结果表明:(1)NS4溶液中的X90管线钢直缝焊管母材、焊缝的极化曲线均表现为阳极溶解特征,无活化—钝化现象;(2)X90管线钢直缝焊管母材和焊缝在NS4溶液中具有一定的应力腐蚀敏感性,随着加载电位的负移,用延伸率的损失率和断面收缩率的损失率表示的应力腐蚀敏感性指标先减小后增大,焊缝的应力腐蚀敏感性大于母材的应力腐蚀敏感性;(3)X90管线钢直缝焊管母材和焊缝在NS4溶液中的应力腐蚀开裂行为存在以下3种机制——外加电位为EOCP的阳极溶解机制、外加电位为-850 mV的阳极溶解+氢脆机制、外加电位为-1 000 mV和-1 200 mV的氢脆机制。结论认为,该研究成果可以为X90管线钢的大规模使用提供技术支撑和理论依据。     

长输管线氯离子腐蚀行为研究

输油管道内壁的腐蚀主要由原油中的腐蚀介质引起。针对管道内壁存在氯化物腐蚀的现状,以管道出口站为研究对象,采用极化曲线测试方法和电化学阻抗谱测试技术,对目前常用的3种管线钢X70、X80和X100进行内腐蚀行为研究。研究结果表明,在试验的Cl-质量浓度范围内,呈现出低浓度Cl-促进腐蚀,高浓度Cl-抑制腐蚀的趋势;当Cl-质量浓度为40 mg/L时,3种管线钢的腐蚀速率最大,腐蚀最严重,X70耐Cl-腐蚀性能最差;当Cl-质量浓度较低时,X100的耐腐蚀性能最强;当Cl-质量浓度较高时,X80的耐腐蚀性能最强。该项研究结果对于输油管线内腐蚀行为的深入研究具有重要意义。     

NaCl对X80管线钢冲刷腐蚀行为的影响

长输管道的内腐蚀主要由原油中的腐蚀介质引起,腐蚀介质以氯化物为主。以X80管线钢为研究对象,研究不同质量分数NaCl对X80管线钢在含砂溶液中质量损失和冲刷腐蚀行为的影响。采用旋转圆柱电极装置,通过失重法、动电位极化和电化学阻抗技术进行实验分析。研究结果表明:在实验浓度范围内,X80管线钢在不同质量分数NaCl下的冲刷腐蚀过程存在相似性特征;NaCl对X80管线钢冲刷腐蚀过程的影响存在临界浓度,在NaCl质量分数小于7%时,冲刷腐蚀速率随着NaCl质量分数的增加而增大,当NaCl质量分数为9%时,冲刷腐蚀速率开始减小;Cl~-在X80管线钢的冲刷腐蚀过程中起到重要作用,导致冲刷腐蚀过程加剧。该研究结果对长输管道的防护具有重要意义。     

管线钢高pH值应力腐蚀裂纹研究

许多油气管道断裂事故与管道外表面的应力腐蚀开裂(SCC)有关.对高pH值溶液中的16Mn钢和X70管线钢分别进行了电化学测试和拉伸试验,利用动电位极化曲线测试得到了快慢扫描极化曲线(慢扫描速度20 mV/min,快扫描速度1 000 mV/min),根据它们的差值确定了16Mn钢和X70管线钢对高pH值应力腐蚀开裂敏感的电位.结果表明,环境温度对敏感电位的影响较大,随温度的升高,扩大了敏感电位区间.在高pH值应力腐蚀敏感电位(-600 mV SCE)下,恒定加载试样应力到管材屈服极限的70％,试样表面未出现表面开裂;而在间断加载条件下,在颈缩区表面出现了裂纹,说明载荷的波动是高pH值应力腐蚀裂纹萌生的必要条件,且高pH值应力腐蚀开裂易发生在塑性变形和应力集中处.     

热处理工艺对X80管线钢耐腐蚀性能的影响

对比研究了X80钢经不同热处理后,不同浓度的NaC l腐蚀介质和自来水中的电化学腐蚀对其性能的影响。试验所用经不同工艺热处理的X80钢试样包括930℃淬火样、930℃淬火+650℃回火样、930℃淬火+645℃回火样、930℃淬火+630℃回火样和原样。研究表明,对于所选用的X80钢,热处理工艺没有显著改变其腐蚀性能;该材料在NaC l溶液中的腐蚀速率大于其在自来水中的腐蚀速率,且腐蚀速率、腐蚀电流密度随NaC l溶液浓度增大而增大,腐蚀电位随溶液中NaC l浓度的增大向负方向偏移。