近海管路腐蚀控制监测方法

<正> 拖挂船/牵引导线电位是最广泛用以监测沿近海管路阴极保护电位的方法之一。它在可达之处,诸如海底竖管或海岸试验站与管道进行试验连接而进行监测。或者,也可以与放置在已知管道电位的某处海底上的固定电极进行试验连接而进行监测。将银/氯化银(Ag/AgCl)参比电极     

铜离子及电位对5083铝合金阴极保护行为的影响

目前有关船体防污涂料中的铜离子及阴极保护电位对铝合金船体的腐蚀电化学研究不够深入。通过极化试验、电化学阻抗谱(EIS)测试及外加恒电位阴极保护试验,并结合腐蚀形貌观察,研究了5083铝合金在有无Cu~(2+)的3.5%NaCl溶液中的极化及腐蚀特性,并结合不同电位下的阴极保护行为,探讨了其阴极保护电位范围。结果表明:防污剂中的Cu~(2+)沉积在铝合金基体表面会造成防腐蚀性能下降,降低铝合金舰船的阴极保护效果,应该避免Cu~(2+)的渗入;阴极保护电位过正,保护效果不佳,会造成铝合金表面发生点蚀,但若阴极保护电位过负,表面会发生析氢腐蚀,因此其合理的阴极保护电位范围为-1.00~-1.10 V(vs SCE)。     

冷凝器阴极保护效果评估与仿真预测研究

为了评估冷凝器系统的阴极保护效果,建立了冷凝器系统样机,通过试验评估了阴极保护系统的保护效果,然后开展了基于边界元法的冷凝器保护电位仿真与优化,优化计算结果与实测结果相一致,从而利用仿真计算预测了多根换热管系统的保护效果,为实际工况提供指导.样机实测结果显示:端盖和管板的保护电位维持在-600～-610 mV左右,得到...     

温度对L450管线钢最小阴极保护电位的影响

通过动电位极化以及恒电位极化试验,采用失重法、阳极Tafel直线段反推法等技术手段,针对温度对最小阴极保护电位的影响,探究了不同温度条件下模拟土壤溶液中埋地管道L450的最小阴极保护电位,以期阴极保护系统达到最佳的保护状态,避免因阴极保护不足而造成管道腐蚀穿孔的现象,从而科学有效地提升管道腐蚀防护的适用性和正确性.结果 表明:对于运行温度≤40℃的管线,最小阴极保护电位应为Ep≤-850 mV(vs CSE,下同);对于运行温度40～60℃的管线,最小阴极保护电位应为-850 mV≤Ep≤-950 mV;对于运行温度60～ 80℃的管线,最小阴极保护电位应为-950 mV≤Ep≤-1000 mY;对于运行温度＞80℃的管线,Ep≤-1000mV.     

交流干扰下管道最佳保护准则探究

为了探究交流干扰下抑制管道发生腐蚀的最佳保护准则,通过试验确定交流干扰下达到最佳保护状态时的阴极保护电位,首先验证经典的-0.85 V[vs饱和硫酸铜参比电极(CSE)]阴极保护电位准则和负向偏移100mV阴极保护准则在交流干扰下是否还具有良好的保护效果;接着探究阴极保护电位对保护效果的影响,确定保护效果较好时保护电位的范围.在此基础上,再结合保护程度和保护效率2个评价指标全面分析,找出最佳保护状态下的阴极保护电位取值.结果表明:存在交流干扰时,经典的-0.85 V(vs CSE)阴极保护电位准则和负向偏移100 mV阴极保护准则已经失效;在-1.20 V(vs CSE)以内,阴极保护电位负向升高,对交流干扰下的腐蚀抑制作用会增强;综合腐蚀速率、保护程度和保护效率3个因素,得到交流电流密度在50 A/m2以内时,建议采用-1.00 V(vs CSE)的保护电位;交流电流密度大于50A/m2时,建议采用-1.10 V(vs CSE)的保护电位.     

海底管道阴极保护电位的分布

海底管道将穿越不同环境的海水,海水的电导率和管道本身防腐蚀涂层的完好率,将极大地影响海底管道阴极保护电位的分布,而实测又受到多种因素的限制。为了准确地获取其真实分布状态,建立了海底管道阴极保护电位分布的数学模型,采用FLUENT软件对海底管道阴极保护电位进行模拟计算,研究了不同海水电导率和管道涂层破损率对管道阴极保护电位分布的影响。结果表明:模拟计算结果与实际测量结果吻合良好;阴极保护电位随海水电导率的升高而降低;管道涂层的破损率越低,越有利于阴极保护电位的均匀分布。     

阴极保护导致ZC—120钢在海水中环境氢脆

用慢应变速率试验方法,研究了ZC-120钢在海水中产生环境氢脆与阴极保护电位和硫化氢浓度的关系.并绘出发生环境氢脆时阴极保护电位-硫化氢浓度图,为选择合理的阴极保护规范提供依据.     

X80钢在库尔勒土壤水饱和溶液中阴极保护电位的快速确定

目前,选取何种阴极保护电位可实现X80钢在库尔勒土壤体系中的最佳保护效果尚无文献报道。为此,通过阴极极化曲线确定了X80管线钢在库尔勒土壤水饱和溶液中阴极保护电位的大致范围;再借助电化学阻抗技术,考察了不同电位下X80管线钢在该土壤溶液中的Nyquist曲线,并根据电荷转移电阻的拟合结果确定了最佳的阴极保护电位,并通过浸泡试验进行了验证。结果表明:X80管线钢在库尔勒土壤水饱和溶液中的阴极保护电位范围约为-0.825~-0.975 V(vs SCE,下同),而最佳的阴极保护电位约为-0.875 V,此时保护度可达86%。电化学阻抗技术可以快速确定管线钢的阴极保护电位范围,且比极化曲线更为准确。     

东海大桥钢管桩运行10年腐蚀控制效果调查

东海大桥钢管桩防腐蚀技术有其特殊性,钢管桩潮差区段涂敷环氧重防腐涂料,水下区段和泥下区段为裸管,采用高效铝合金牺牲阳极阴极保护,阴极保护设计寿命35年(100年内更换两次),目前已运行了近10年。本文通过对2007—2012年历年钢管桩阴极保护电位分布统计、2014年有代表性的钢管桩阴极保护电位抽查及现场5年腐蚀挂片检测分析,研究了东海大桥钢管桩防腐蚀效果。     

某气田集输管线阴极保护检测与优化设计

多管线共用阳极阴极保护系统中,不同管线保护电位存在差异,长距离管线末端欠保护,提高电流输出可造成其他联合保护管线过保护.为了准确获取真实电位分布状况,对多管线联合保护阴极保护电位进行模拟计算,研究了不同阳极地床布置方式对各管线阴极保护电位的影响.结果 表明:模拟计算结果与实际测量结果吻合性良好;新建阳极与其他阴极保护系统的管线及阳极之间距离越远,阴极保护系统间干扰越小,越有利于阴极保护电位的均匀分布.     

大型煤气过江管道外加电流阴极保护

阐述了在我国首次将外加电流阴极保护技术应用于大口径过江钢质管道的防腐工程，一次调试成功。通过长期运行，充分证明了阴极保护系统工作正常、性能稳定可靠。从电位监测数据明显看出，不仅达到了设计指标，钢管电位均在－０．９６～－１．０６Ｖ范围内（相对Ｃｕ／ＣｕＳＯ＿４参比电极），而且整条管线电位分布均匀，处于最佳保护状态。     

数值模拟计算在地下管线及储罐的阴极保护设计中的应用

介绍了用于阴极保护系统设计的几种数值模拟计算方法。描述了数值模拟计算在地下管线及储罐的阴极保护系统优化设计方面的应用。通过工程应用实例,重点介绍采用基于边界元的Beasy数值模拟软件系统得到地下管线及储罐罐底的阴极保护电位和电流密度分布及其干扰因素影响的计算结果。     

牺牲阳极在农安支线供水工程PCCP管阴极保护中的应用

农安支线供水工程是吉林省中部城市引松供水工程的组成部分,农安支线线路总长105.358 km,其中PCCP管36 km。由于在土壤中PCCP管中预应力钢筋及钢套管会发生电化学腐蚀,必须对其采取有效的保护措施。理论及实践表明,通过对PCCP管施加阴极保护,可以有效解决钢筋和钢套管的腐蚀问题,提高管道运行的安全性和可靠性,延长管道的使用寿命,具有重要的社会及经济效益。     

天然气调压装置不可逆损失的比较与分析

高压长输天然气在进入城市燃气管网前需降压,透平膨胀机、涡流管、节流阀是典型的燃气调压装置。以[火用]概念为基础,以[火用]平衡为工具,对涡流管、节流阀、透平膨胀机三种燃气调压装置进行了全面的热力学分析。结果表明：透平膨胀机的过程[火用]损失最小,效率最高,显示出其在调压过程中的热力学完善性。     

地下输水管道杂散电流的测试及分析

测试了土壤电位梯度，管地电位和地下管网的杂散电流，结果表明杂散电流干扰是造成地下钢管腐蚀的重要原因，为排流或其他保护措施的设计提供了依据。     

城市在役旧煤气管道的阴极保护研究及实践

城市管道地下环境复杂,拟采用牺牲阳极法对一条城市在役管道主线实施阴极保护,采用变频选频法和分段馈电试验法获得了管道的保护电流密度等重要参数,并探讨分析了影响城市旧煤气管道保护电流密度设计的某些因素.最终方案中阴极电流密度分别为0.65～1.00 mA/m2(武汉市中北路),1.50～3.00 mA/m2(武汉市徐东路),2.50～3.00 mA/m2(武汉市团结路至团结一路),影响电流密度的因素有管线腐蚀状况、土壤腐蚀性及阀门井数量.该方案成功地实施于工程中.     

燃气电厂内埋地钢质输气管道腐蚀整改设计

根据埋地燃气管道腐蚀检测结果,对燃气电厂内埋地钢质输气管道腐蚀原因进行了分析。对腐蚀后的管道壁厚进行了强度复核,提出了无遗漏的管道壁厚检测方法,根据管道壁厚检测结果提出管体修复要求,同时对修复后管道进行防腐蚀层修复设计,并重新对埋地管道进行了阴极保护系统设计。     

重庆市埋地管道的腐蚀环境及阴极保护

对重庆市头玛线天然气埋地管道沿线的土壤进行了测量与分析 ,确定了其土壤环境的腐蚀性。采用单只阳极近距离埋设对阴极实施保护 ,管道全线保护电位稳定 ,保护效果良好。     

Pitting corrosion failure analysis of a wet gas pipeline

This paper presents corrosion failure analysis of an underground natural gas pipeline. The pipeline material grade is API 5L X65 with 10-in ID. The pipeline transfers multiphase fluid (gas, condensate, and water) from a gas well to a gas gathering plant, located 4200 m away from the well site. A portion of the line failed due to pitting corrosion under unknown circumstances. Scanning electron microscopy (SEM) and X-ray diffraction (XRD) are employed to characterize the scales and/or corrosion products near the failed portion. Based on visual and microscopic analyses and reviewing the background information, the following pitting corrosion sequences were identified: the oversized pipeline changed the dominant flow regime to “stratified”. In the stratified flow regime, the accompanying water phase accumulated in the pipelines' low points. Considerable concentration of calcium ions along with high pH in CO₂ media favored precipitation of calcium carbonate. The relatively thick scales adhered to the pipe surface were partially loosened and removed by the regional turbulent flow. This exposed the fresh steel surface to the corrosive media. The uncovered areas acted as the preferential anodic sites coupled with nearby large cathodic sites which were covered by scales and/or corrosion products. Under such conditions, pits emerged on the steel surface until one of them grew faster and failed the gas pipeline.