观看音像《腐蚀与反腐蚀》-心得体会

第一篇：观看音像《腐蚀与反腐蚀》-心得体会

反腐倡廉宣传教育心得体会

秦杰

通过学习《反腐蚀：进京赶考的挑战》、《反腐蚀之路：没有硝烟的战争》、《腐蚀者的手法：钱权色的渗透》、《反腐蚀的法宝》“四集”《腐蚀与反腐蚀——一场没有硝烟的战争》，再一次温故了中国共产党走过的60多年的执政历程。深入认识到60多年间，中国共产党曾经面临过巩固新生的人民政权、探索社会主义建设的严峻考验；正在并将长期面临执政、改革开放和发展社会主义市场经济的考验；还将始终面临腐蚀与反腐蚀的考验。

《腐蚀与反腐蚀——一场没有硝烟的战争》运用历史实证手法和分析阐述，梳理回顾了中国共产党执政以来领导党风廉政建设和反腐败斗争的理论和实践，指出，中国共产党执政的历史，人民政权建立、巩固和发展的历史，就是一部保持中国共产党先进性和人民政权廉洁性与人民性的历史，就是一部腐蚀与反腐蚀的历史，并重点分析了被腐蚀者的思想根源以及腐蚀惯用的钱、权、色交易等形式，提醒广大领导干部处于腐蚀与反腐蚀考验的前沿，深入阐述被腐蚀的严重后果和影响，教育广大党员干部牢牢握住反腐蚀的法宝：树立正确的人生观和利益观、树立正确的权力观、遏制贪欲、慎交朋友、廉洁自律、廉洁治家，全心全意为人民服

务。

通过认真收看和学习讨论，消防救援大队全体党员干部感触颇深，普遍认为：作为一名消防干部，就要在工作生活中处处对自己严格要求，处处起模范带头作用，始终保持高尚的精神追求和健康的生活情趣，做到自重、自醒、自励；要把《廉政准则》作为一面镜子，不断加强党性修养，筑牢拒腐防变的思想道德防线；在今后的工作和生活中紧扣廉洁这根弦，真正把廉洁这条主线贯穿于日常工作中，根植到自己的头脑中，落实到具体的消防工作中去，真正做到权为民所用，利为民所谋，坚决不侵犯国家和群众利益，不贪图不义之财，防微杜渐，警钟长鸣，在为机场经济建设做出积极的贡献同时，不断地发展壮大机场的消防事业。

第二篇：腐蚀综述

油井套管腐蚀与防护 1 油套管的腐蚀机理分析

套管是油井的永久性部分，套管的寿命直接决定油井的寿命。

1.1 油井套管腐蚀的原因

造成油井套管被腐蚀的主要原因包括溶解气体腐蚀、溶解盐腐蚀、细菌腐蚀等。油井套管腐蚀与管材冶金特性和服役环境有关。管材冶金特性主要包括：化学成分、热处理与材料组织结构等。服役环境影响包括：介质pH 值、溶液成分与浓度、温度与压力、介质流速等。碳钢和低合金钢与含 H2S，CO2和Cl-等腐蚀介质接触时，一般会发生两种类型的腐蚀，一种为H2S所引起的环境敏感开裂，包括氢致开裂（HIC）、阶梯型裂纹（SWC）、应力定向氢致开裂（SOHIC）、软区开裂（SZC）及硫化物应力开裂（SSC）；另一种为失重腐蚀（MLC），包括全面腐蚀、点蚀和缝隙腐蚀等。按照腐蚀介质划分，一般有溶解气体腐蚀、溶解盐类腐蚀及细菌腐蚀等[1-7]。1.1.1 溶解气体腐蚀

油气田水中溶解的氧（主要来自地面注入的泥浆和回注水）能引起碳钢的腐蚀。溶液中含有低于1 mg/L 的氧就可能造成严重的腐蚀，如果同时存在CO2或H2S 气体，腐蚀速率会急剧升高。影响氧腐蚀的主要因素有氧浓度、压力、温度等。碳钢在油气田水中的腐蚀速度取决于氧浓度和氧扩散势垒。光洁的碳钢表面，氧扩散势垒小，因而腐蚀速度较快，随着腐蚀过程的进行，生成的腐蚀产物膜起到扩散势垒的作用，腐蚀速率逐步降低，最后达到基本恒定的腐蚀速率。CO2常作为石油和天然气的伴生气存在于油气中。另外，采用CO2作为趋油剂来提高油气采收率也会带入CO2［33］。CO2可以在水中溶解，生成H2CO3，降低溶液的pH 值，促使阳极铁溶解而导致腐蚀。美国的Little Creek 油田实施CO2驱矿场试验期间，没有采取任何防护措施，油管腐蚀速率高达1217mm/a，不足5 个月时间，管壁就被腐蚀穿孔［34］。我国华北油田潜山构造中CO2石油伴生气含量高达42%，使得低碳钢的腐蚀速率达到3～7mm/a。CO2可导致严重的局部腐蚀、穿孔及应力腐蚀（SCC）等［35］。影响碳钢CO2腐蚀速率的因素除材料外，主要与CO2分压，温度，pH值，Cl-和HCO3-等因素有关，其中CO2分压起着决定性的作用［30-36］。当CO2分压低于0.021 MPa时，几乎不发生腐蚀；当分压在0.021～0.21 MPa之间时，发生不同程度的点蚀；当分压大于0.21 MPa，发生严重的局部腐蚀。含CO2油气井的局部腐蚀由于受温度的影响常常选择性地发生在井的某一深处［37］。国内外不少油气井都含有H2S。油气中的H2S 除来自地层外，滋长的硫酸盐还原菌（SRB）转化地层中和化学添加剂中的硫酸盐时，也会释放出H2S。H2S的水溶液呈酸性，增加腐蚀速率。美国南德克萨斯气田的H2S含量高达98%，为世界之最，加拿大阿尔伯达的气田H2S 含量为81%。国内河北的赵南庄气田H2S含量达92%［38-39］。碳钢在H2S的水溶液中会产生氢去极化腐蚀，H2S浓度较低时，能生成致密的硫化铁膜，有效阻止Fe离子通过，从而显著降低金属的腐蚀速度；H2S浓度较高时，生成的硫化铁膜呈黑色疏松分层状或粉末状，不但不能阻止Fe离子通过，反而与Fe形成宏观电池。水中的溶解盐类和CO2对H2S的腐蚀也有一定的影响。1.1.2 细菌的腐蚀

由于环空部位的液体相对静止，环套空间内的注入水随深度的增加，温度升

［40］高，为细菌的滋生和繁殖创造了有利条件。常见的细菌有硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌和粘液菌等。其中以SRB细菌造成的腐蚀最为严重，约占全部腐蚀的50%以上。SRB 是一种以有机物为营养的细菌，温度每升高10℃，SRB的生长速度增加1.5～2.5 倍，超出一定的温度，SRB 的生长将受到抑制甚至死亡。最适宜SRB 存活的pH值为7.0～7.5，超过此范围，SRB 的代谢活性将会降低。SRB的腐蚀原理是把硫酸根还原成二价硫，二价硫与铁发生反应生成黑色的FeS，造成套管腐蚀。此外，SRB菌体聚集物和腐蚀产物随注入水进入地层还可能引起地层堵塞，造成注水压力上升，注水量减少，直接影响原油产量。1.1.3 溶解盐的腐蚀

油田水中的溶解盐类对碳钢的腐蚀速率有显著的影响。碳钢在中性及碱性盐溶液中主要发生的是氧去极化腐蚀，会生成保护性的钝化膜，因此，比在酸性盐溶液中的腐蚀速率要小［41］。Ca2+和Mg2+离子的存在会增大溶液的矿化度，从而使离子强度增大，加重局部腐蚀的倾向。HCO3-的存在会抑制FeCO3的溶解，有利于腐蚀产物膜的形成，容易使金属表面钝化，从而降低腐蚀速率。Cl-是引起油套管腐蚀的主要阴离子。一方面Cl-因半径较小，极易穿透腐蚀产物膜，与吸附在金属表面的Fe2+离子结合形成FeCl2，促进碳钢和低合金钢的腐蚀。姚小飞［42］等研究了Cl-浓度对油管用超级13Cr 钢应力腐蚀开裂行为的影响。结果表明，随Cl-浓度的增大，超级13Cr 抗SCC性能下降、应力腐蚀开裂的倾向增大。另一方面Cl-降低了CO2在水溶液中的溶解度，从而减缓了材料的腐蚀速度。刘会［43］等研究了P110油套管在不同Cl含量流动介质中的腐蚀速率。结果表明，随着Cl浓度的增大，P110钢的平均腐蚀速率呈现先增大后减小的趋势。1.1.4 温度、pH 值及流速对油井套管腐蚀的影响 1.1.4.1 温度的影响

由于油气集输系统和采油井场烃类气体挥发比较严重，一般需对采油井口进行密封，以减少烃类气体的挥发和原油的泄漏。对于封闭系统，温度升高不仅会促使溶解气体分压增大，还会导致碳酸氢盐分解成CO2而促进腐蚀。此外，过高

--的温度还会促使缓蚀剂分解而失效。姜毅［44］等利用高温高压电化学测试技术，研究了温度对13Cr不锈钢CO2腐蚀机理的影响。结果表明：在90～120 ℃范围内，13Cr以点蚀为电极反应由活化控制；温度升高到150℃时发生全面腐蚀，而电极反应则主要由扩散控制。张清［45］等研究了温度（80～110 ℃）对油管钢CO2/H2S腐蚀速率的影响。结果表明，随温度的升高，两种钢的腐蚀速率均先增后减，且在90℃时腐蚀速率最快。1.1.4.2 pH值的影响

金属腐蚀过程的本质是电化学的氧化还原反应，它不仅与溶液中的离子浓度有关，而且还与溶液的pH值有关。当pH 值＜4时，碳钢表面的Fe2O3覆盖膜将完全溶解，致使碳钢表面和酸性介质直接接触，腐蚀速率较快；当pH 值在4~10时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，pH 值影响较小；当pH 值在10~13 时，随pH 值升高，碳钢表面的Fe2O3膜逐渐转化为具有钝化性能的γ-Fe2O3保护膜，腐蚀速率降低。但是当pH值过高时，碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的NaFeO2，腐蚀速率增［46］。

1.1.4.3 介质流速的影响

介质流速对管材腐蚀也有一定的影响。田光［47］对A3 钢做了不同温度和离子浓度条件下的CO2静态腐蚀挂片与动态腐蚀试验。结果表明，流速＜2 m/s 时，随流速增大腐蚀速率加快；流速为2 m/s左右时，腐蚀速率达到峰值； 流速＞2 m/s 时,流速对腐蚀速率的影响不大。赵国仙

［48］

等在模拟腐蚀环境中研究了流速对P110 钢CO2腐蚀行为的影响。结果表明，流速增大有利于腐蚀性组元的物质和电荷传递，从而促进腐蚀，但是也会引起腐蚀产物膜形貌和结构的变化，从而对物质和电荷传递过程构成阻碍。

1.2 油井套管防腐蚀技术

1.2.1 选用耐蚀管材

正确选材是抑制油套管腐蚀的主要措施之一，既要考虑材料的成分、理化性能设计，又要考虑产品的生产工艺及最终性能，成本也是制约选材的重要因素。一般来说，选材程序应遵循两个方面：①全面分析油套管服役环境，预测可能发生的腐蚀类型和严重程度以及各种腐蚀因素的交互作用，确定不同段井况和不同服役时期的腐蚀型；②对选定的材质进行腐蚀评价试验，并结合技术可行性和经济因素综合分析，确定最佳材质。在含有H2S 的环境选材时，不仅要考虑材质是否具有抵抗SSC，HIC/SWC 和SOHIC/SZC的能力，还需要考虑材质适用的特定酸性环境。目前，各油套管厂家除开发了API系列的C90，T95和C110钢级抗SSC 油套管外［49］，还开发了非API系列的抗SSC 油套管，如住友金属的SM80SS～110SS，V&M 的VM80SS～110SS，JFE 的NKAC-110SS，宝钢的BG80SS ～110SS，天津钢管的TP80SS～110SS，西姆莱斯的WSP-80S（S）～WSP-110S（S）等。CO2引起的腐蚀主要是电化学腐蚀失重，其中以均匀腐蚀和局部腐蚀为主。CO2腐蚀与材料的含Cr量以及油气中的CO2分压和温度密切相关。Cr是防止CO2腐蚀最有效的元素，它能迅速在金属表面形成致密而极薄的Cr2O3钝化膜，随着Cr 含量的增加，抗CO2腐蚀效果增强［50］。Cr系列不锈钢有13Cr、超级13Cr（如住友金属的13CrM 和13CrS）、双相不锈钢（22Cr 和25Cr）等［38-51］。当温度超过150℃时，13Cr 易发生点蚀，且对含量在10%以上的氯化物很敏感。超级13Cr钢使用的临界温度为175 ℃。22Cr和25Cr具有极好的抗CO2腐蚀性能，临界温度可达250℃，但其他介质也会显著影响这些材料的抗CO2腐蚀性能。吕祥鸿［52］等通过高压釜研究了超级13Cr的腐蚀行为。结果表明，在CO2腐蚀环境中，随试验温度的升高，超级13Cr的均匀腐蚀速率上升缓慢，只发生了轻微的点蚀；在H2S 和CO2共存条件下，超级13C的均匀腐蚀速率变化不大，点蚀严重，当Cl-浓度为160g/L 时，其最大点蚀深度可达28μm。住友金属开发的耐CO2腐蚀油套管有SM13CR-80～95，SM13CRS-80～110和SM13CRM-80～110，川崎开发了KOHP2-13Cr95～110，天津钢管开发了TP80-110NC-13Cr，TP95～125-HP13Cr 和TP95～125-SUP13Cr，宝钢开发了BG95～110-13Cr，BG13Cr-110U和BG13Cr-110S 等。当井况同时含有H2S，CO2和Cl-等介质时，必须使用FeNi 基或Ni 基合金［53］。Ni 基合金中Ni含量都在30%以上，其中w（Ni+Fe）≥50%的称为FeNi 基耐蚀合金。在Ni 基合金中，添加Fe 可以改善合金元素的相容性，并通过置换部分Ni 来降低成本；添加Cr 可改善在氧化性介质中的耐蚀性，提高耐局部腐蚀的性能；添加Mo可改善在还原性介质中的耐蚀性，提高耐局部腐蚀和耐氯化物晶间腐蚀的性能；添加W的作用与Mo类似，但对高Ni-Mo合金的热稳定性有害；添加Cu可提高耐H2SO4和HF腐蚀的性能；添加Nb，Ti，Ta可改善焊接热影响区，并提高Ni基合金耐晶间腐蚀的性能。目前用于防腐的FeNi基及Ni基合金钢主要有：NiCu 系、NiCr系、NiFeCr系及Hastelloy B/C/G系列合金。由于各油气田腐蚀介质类型、井下温度及压力等相差较大，大量采用耐蚀合金大大增加了油气开采的成本。双金属复合管是由基层和耐蚀层通过机械或冶金方式结合而成的。基层采用碳钢管或合金钢管，确保优异的机械力学性能；耐蚀层依据油气腐蚀环境选择。双金属复合管较单一耐蚀管具有50%～70%的成本优势，近年来在国内外得到了广泛的应用和发展［54］。有些油气田除采用大量金属管外，还采用了一部分非金属管，如玻璃钢管［55］、纤维增强塑料管等［56］。

1.2.2 涂镀层防腐技术

在油气开采过程中，管材在极其严酷和复杂的环境下服役，材料的表面选用耐蚀涂层可有效隔绝腐蚀介质达到防腐效果。油套管防腐采用的涂镀层主要有金属覆盖层、非金属覆盖层和化学转化覆盖层［32］。用耐蚀性较强的金属或合金把容易腐蚀的金属表面完全遮盖起来以防止腐蚀的方法，称为金属覆盖层保护，主要包括电镀、化学镀、渗镀、热镀、物理及化学气相镀等。非金属覆盖层包括有机涂层和无机涂层。化学转化膜覆盖层包括磷化处理、氧化处理、钝化处理等。李岩［57］采用不同方法在N80油套管钢表面分别制备化学镀Ni-P、电镀Zn-Ni、热喷涂Ni-Cr-Fe-Ta-Mo-Ti合金涂层，大幅提高了N80钢的耐蚀性。李远辉［58］等对N80油套管钢试样进行渗氮和QPQ（quench-polish-quench）处理，并进行了腐蚀试验后发现，在吸氧动力学所控制的含氧溶液中，经过处理的试样抗腐蚀性能最好；在析氢动力学所控制的无氧溶液中，处理过的试样腐蚀速率远低于未处理的试样。林乃明［59］等采用热渗镀技术在油套管用P110钢表面成功制备了Ni基合金层，显著提高了P110钢的耐蚀性。刘杨［60］采用热喷涂方法，将一种特殊的固态非金属粉末喷涂在油管内壁，并通过涂层自身所具有的减磨和耐磨特性，来保护和延缓抽油杆接箍与杆体的磨损，对偏磨抽油机井的杆、管有很好的保护作用。张智［61］以特种高分子有机聚合物为基础，开发了综合性能较高的MPS防腐涂层，并通过对纳米材料及纳米技术的研究，在MPS涂层中添加了数种纳米材料，有效解决了纳米材料的分散问题，使MPS涂层具有较高的抗腐蚀、防结蜡、防结垢性能。目前虽然使用防腐涂层可以极大提高油套管的抗腐蚀性能，但由于油气井作业的复杂性，涂层使用还存在较大的限制。1.2.3 电化学防腐技术

电化学保护按其保护原理，可分为阳极保护和阴极保护［62］。阳极保护在油气田应用较少。阴极保护分为外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护。外加电流保护是将被保护金属与直流电源的负极相连，利用外加阴极电流进行阴极极化，从而降低腐蚀速率的方法； 牺牲阳极保护是在将一个电位更负的金属连接到被保护金属上作阳极，使被保护金属阴极极化而得到保护的方法。应根据不同的油套管材质和服役环境选用不同的阴极保护方式。多年的实践证明，对套管实施阴极保护是减缓和防止其外壁腐蚀破坏的有效措施，如美国得克萨斯太阳勘探公司，20世纪90年代以来对2178口井进行阴极保护，有效率达88%；国内的长庆油田具有“三低”特点，自1987年以来，先后对346口井进行阴极保护，使保护前套管的平均破损率由2.65降到了保护后的0.802［63］，取得了显著效果。1.2.4 化学防腐技术

针对油套管腐蚀问题，目前主要通过加注一种具有缓蚀、杀菌、防垢等综合效能的化学保护液，改善注水井水质，起到了防腐防垢的作用［39］。与其他防护方法相比，采用化学保护液有如下特点：①不改变油套管的性质和生产工艺；②用量少，一般添加0.1%~1.0%的缓蚀剂即可起到防腐蚀作用；③方法简单，无需特殊的附加设备。目前开发的有机缓蚀剂主要以抑制H2S腐蚀为主。我国已经生产和使用的抗H2S 腐蚀的缓蚀剂有7019，1017，7251（G-A）等，一般用量约0.3%，缓蚀效率就可达90%左右。为了增产原油，我国研制和应用的用于高温高压酸化压裂的缓蚀剂有7623，7701和天津若丁-甲醛等。这些缓蚀剂一般可在80~150℃使用，用量2%~4%，缓蚀效率可达90%左右。李海燕［64］等研究发现加注MH-46缓蚀剂不仅能防止H2S和CO2的腐蚀，还能抑制SRB 和不均匀结垢引起的腐蚀，用量为100 mg/L时缓蚀率可达80%以上。缓蚀剂的保护效果与腐蚀介质的类型、浓度、温度、流速以及被保护金属材料材质等有密切关系。因此，添加缓蚀剂有严格的选择性，不同的腐蚀介质和被保护金属应选择不同的缓蚀剂。

1.3 油套管的腐蚀特征

通常油套管的腐蚀具有3个主要的特征，具体如下：

（1）通常腐蚀介质是多相存在的，当不同相介质同时对油套管产生腐蚀时，会 互相促进，使油套管加速腐蚀。

（2）当油套管处于高温或者高压的工作环境下时，会使得油套管的腐蚀程度和 腐蚀速率大大增加。

（3）油气田中的主要腐蚀介质包括H2S、CO2、O2、Cl、H2O等。在这些介质 含量相同的情况下，O2的腐蚀性最大；Cl本身不会对油套管产生腐蚀，但其迁移率较高，这会促进套管局部发生酸化腐蚀；H2O是电化学腐蚀的主要载体。

1.4 油套管的腐蚀类型

油套管通常处于复杂、恶劣的工作环境中，对其产生腐蚀的因素非常多，各种因素如果共同对油套管进行腐蚀，则会大大加快油套管腐蚀的速度。根据油套管的工作温度，其腐蚀的主要类型如下：（1）低温环境：氢致开裂、侵蚀、坑蚀；（2）常温环境：硫化物应力开裂；

（3）高温环境：均匀腐蚀、点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀等。

1.5 工作环境对油套管的基本要求

根据油套管腐蚀的特征分析，油套管在工作过程中应满足力学及工作环境两方面的要求。油套管需要具有较高的耐腐蚀性及耐磨损性，另外还需要较高的强度，防止拉应力的过大而导致的套管开裂。同时，其接头还需要有较高的密封性，避免外界气体的入侵而造成管道内部的过快腐蚀。

第三篇：材料腐蚀

在日常生活中，腐蚀现象随处可见，因为腐蚀而造成的材料失效比比皆是。现在，研究材料在腐蚀介质环境（或称作氛围）中材料对介质的敏感性以及在腐 蚀介质中裂纹扩展速率显得尤为重要，作为材料研究者或者材料应用者，应对材 料的这种耐腐蚀特性需要仔细研究，以确保材料的合理使用，最优使用。掌握材 料的应力腐蚀试验方法、试验标准也非常重要。

通常，材料的耐腐蚀特性主要通过以下几种试验确定： 1.慢应变速率应力腐蚀试验，通常也叫做慢拉伸试验； 2.材料应力腐蚀疲劳试验； 3.材料腐蚀试验；

这三种试验通常采用慢应变速率应力腐蚀试验机，腐蚀疲劳试验机，腐蚀环 境试验箱三种设备完成。需要提醒用户的是：慢应变速率应力腐蚀试验机可以和 应力腐蚀疲劳试验机集成在一套设备上完成，而不必搞成两套设备完成。作为材 料研究单位，因为一种材料往往面临在很多介质条件下工作的可能性，所以，介 质环境的准备、不同的介质、不同的温度对试验容器将会提出不同的要求，包括 安装位置，所以用户在采购这类设备的时候一定要对这些条件明晰，以采购到合 适的设备。

FCC-50 型多功能裂纹扩展速率试验机，即可完成慢拉伸试验、应力腐蚀疲劳试验。希望以下的标准对用户的应力腐蚀试验起到一定的帮助作用 GB/T 13671-1992 不锈钢缝隙腐蚀电化学试验方法 GB/T 15748-1995 船用金属材料电偶腐蚀试验方法 GB/T 10119-1988 黄铜耐脱锌腐蚀性能的测定

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SL 105-2007 水工金属结构防腐蚀规范(附条文说明)金属和合金的腐蚀-腐蚀疲劳试验-第2部分：预裂纹试样裂纹扩展试验

GBT 15970.1-1995（ISO 7539-1 1987 金属和合金的腐蚀 应力腐蚀试验 第1部分 试验方法总则.pdf 金属和合金的腐蚀 应力腐蚀试验 第六部分 恒载荷或恒位移下的预裂纹试样的制备和应

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第四篇：材料腐蚀与防护

航空材料的腐蚀与防护

姓 名：王 俊 专 业：材料物理 学号：1320122111

航空材料的腐蚀与防护

摘要：材料腐蚀的概念和研究材料腐蚀的重要性，航空材料的分类和演变，航空材料腐蚀防护技术的历史和现状特点，航空材料腐蚀现象及其机理，腐蚀对航空材料的影响，解决航空材料腐蚀问题及其防护与治理。

关键词：航空材，腐蚀，防护。前言

金属和它所在的环境介质之间发生化学、电化学或物理作用，引起金属的变质和破坏，称为金属腐蚀。随着非金属材料的发展，其失效现象也越来越引起人们的重视。因此腐蚀科学家们主张把腐蚀的定义扩展到所有材料，定义为：腐蚀是材料由于环境的作用而引起的破坏和变质。

腐蚀现象在人们在社会生产及使用到的各种材料中都普遍存在，由于服役环境复杂多变, 不同构成材料相互配合影响, 导致航空材料在飞行器的留空阶段、停放阶段遭受多种不同种类的腐蚀，增加了飞 行器的运营成本，对飞行器的功能完整性和使用安全性造成严重的危害。因此开展航空产品的腐蚀与防护的研究具有明显的经济和社会效益。

1.航空材料的历史与发展

1.1航空材料的概论

航空材料是航空工业主要基础，航空材料与航空技术的关系极为密切，航空航天材料在航空产品发展中具有极其重要的地位和作用.航空材料既是研制生产航空产品的物质保障，又是推动航空产品更新换代的技术基础。1.2.航空材料的分类 航空材料有不同的分类方式。按成份可分为四大类: 

1）金属材料:铝合金、镁合金、钛合金、钢、高温合金、粉末冶金合金等。

2）无机非金属材料:玻璃、陶瓷等。

3）高分子材料:透明材料、胶粘剂、橡胶及密封剂、涂料、工程塑料等。

4）先进复合材料:聚合物基复合材料、金属基复合材料、无机非金属基复合材料、碳 /碳复合材料等。

按使用功能可分为两大类:结构材料和功能材料。1.3航空材料的演变

早期飞机的结构以木材、蒙布、金属丝绑扎而成，后来又发展为木材与金属的混合结构。到了二十世纪三十年代，随着铝合金材料的发展，全金属承力蒙皮逐渐成为普遍的结构形式。二十世纪三、四十年代，镁合金开始进入航空结构材料的行列。

四、五十年代，不锈钢 成为航空结构材料。到五十年代中期开始出现钛合金，嗣后并被用于飞机的高温部位。二十世纪六十年代，开发出树脂基先进复合材料，后来在树脂基复合材料的基础上又出现了金属基复合材料。现代飞机大量采用新型材料。2.航空材料的不同腐蚀

航空器包括很多不同种类的航空材料，这些材料的种类不同，所处工作环境不同，导致航空材料的腐蚀具有多样性。

2.1环境作用下的电化学腐蚀

电化学腐蚀是一种非常普遍的现象，很多材料物品都会受到其影响。而电位差与电解质溶液就是形成电化学腐蚀的两个基本条件。在飞行器结构中，不同的结构由于承担的功能不同，所使用材料的性质也不同。例如，飞行器的蒙皮多采用具有出色延展性而强度相对较低的铝合金，起落架和龙骨梁则多选用高强度的合金钢。材料不同，它们的电极，如果接触就有可能产生腐蚀的隐患；就算是同种类的材料，由于其内部杂质的存在或其自身就是由不同电极电位多相组成。因此, 构成飞行器的航空材料客观上都存有电化学腐蚀的可能。仅有电极电位差，而没有在电极间传递电荷的电解质溶液, 并不会形成导致腐蚀现象的腐蚀电池，但现实中飞行器的电化学腐蚀现象说明电解质溶液在飞行器中普遍存在。

2.2 承力结构应力腐蚀

材料除受环境作用外还受各种应力作用，因此会导致较单一因素下更严重的腐蚀破坏形式。应力腐蚀是应力和腐蚀环境共同作用下的材料破坏形式。应力腐蚀仅发生在特定的腐蚀环境和材料体系中，其特点是造成此种破坏的静应力远低于材料的屈服强度，断裂形式为没有塑性变形的脆断，且主要由拉应力造成。

以起落架的应力腐蚀为例，飞行器的起落架结构为飞行器的主要受力结构之一，当飞行器处于停放状态时，起落架的轮轴受拉应力作用，可能在相应的腐蚀介质作用下发生应力腐蚀。起落架材质一般为镀铬的高强钢，铬镀层强度高、耐磨但镀层较脆，容易在飞行器起降的交变载荷作用下沿缺陷剥落而失效。

2.3 发动机的高温腐蚀

发动机的主要腐蚀表现形式是高温氧化腐蚀。推力大、效率高、油耗低、寿命长是航空发动机发展趋势。只有对涡轮进口燃气温度进行提升，才能供给出需 要的增压比与流量比，实现提升推力的同时降低油耗。所以发动机涡轮叶片的抗高温腐蚀性能极其关键。对此主要可采取以下几种方法:保障性能前提之下，提高叶片材料本身的熔点及高温抗氧化能力；使用与基体材料亲和力更好、高温性 能更好的抗氧化保护涂层。

2.4 意外腐蚀

飞行器服役中还存在意外腐蚀。这种腐蚀与飞行器的设计、选材及运行环境无关，完全是由人为不当操作造成。比如机上承载强腐蚀性物质，发生泄漏而造成飞行器发生腐蚀。通过编制详细的操作流程与有关部门加强监督管理，并制定相应的强制性规定规范，并由专人进行负责落实便可完全避免人为因素而造成的腐蚀现象。

3.腐蚀机理和测试技术研究

高强度航空材料在力学-环境因素的交互作用下可能会发生应力腐蚀而导致灾难性的事故。因此开展应力腐蚀的测试和研究是腐蚀和防护的一项重要内容。目前已经发展了一些应力腐蚀敏感性的测试标准。这些试验标准在研究新研材料和引进飞机材料的应力腐蚀性能方面发挥了重要作用。另外也有人设计了一些非标准的应力腐蚀试验来模拟试件的服役条件，试验的结果与实际情况符合的较好。由于实际的应力腐蚀往往发生在大气环境中,所以设计了一种便携式拉伸应力腐蚀试验器,用于开展户外大气应力腐蚀的研究。

飞机结构往往由多种材料构成,在一定条件下不同材料的相互接触会导致接触腐蚀和电偶腐蚀。研究者对钢与铝合金和钛合金接触时的电偶腐蚀和防护方法进行研究,得到了很多对实际工程有指导价值的结论。随着复合材料在航空产品上得到应用,复合材料和金属材料接触时所引起的相容性问题开始得到人们的重视,并提出了一些防护措施。现役飞机铝合金构件的主要腐蚀形式是点腐蚀，点蚀形成的蚀坑通常是腐蚀疲劳的裂纹的裂纹源，航空材料的腐蚀疲劳损伤往往是在腐蚀点上的裂纹生成和扩展导致的。点蚀形成现在比较公认的是蚀点内部发生的自催化过程。铝合金材料点蚀形成是一种自发催化闭塞电池作用的结果，蚀点不断向金属深处腐蚀，并使在钝化过程受到抑制，由于闭塞电池的腐蚀电流使周围得到了阴极保护，因而抑制了蚀点周围的全面腐蚀，但是加速了点蚀的迅速发展。随着腐蚀时间的延长，点蚀的深度和表面半径都在不断的增大，相邻的蚀点会相互交错形成更大更深的蚀点。

4.表面强化和防护

4.1 航空发动机高温防护涂层

航空发动机所用的高温防护涂层一般可分成扩散涂层和包覆涂层。目前我国已经发展出多种发动机部件所使用的镍镉扩散涂层、渗Al，Al+Si料浆涂层、Pt-Al涂层、包覆型M、Cr、Al、X涂层、热障涂层、抗氧化防脆化涂层、封严涂层等,部分涂层进入批量生产阶段。MC r A IY 涂层是一种包覆性涂层,它克服了传统铝化物涂层与基体之间互相制约的弱点，进一步提高了发动机材料的抗氧化的能力。随着航空燃气轮机向高流量比、高推重比、高进口温度的方向发展,燃烧室中的燃气温度和压力不断提高,我国开展了热障涂层（thermal barrier coatings,简称TBC s)的研究。热障涂层是由陶瓷隔热面层和金属粘结底层组成的涂层系统。ZrO2 是目前陶瓷隔热面层中研究最多的成分。热循环试验证明柱状晶组织较普通的纤维状组织具有更高的抗热疲劳性能另外我国还开展了纳米陶瓷热障涂层的研究。4.2表面强化

表面强化工艺技术涉及到各种金属材料(钢、铝合金、钛合金、高温合金、金属基复合材料等)，对于不同的晶体结构(面心立方、体心立方、密排六方)有多种不同的强化方法和工艺参教；同时根据航空高强度构件外形的几何形状不同，选择不同工艺参教和前后顺序的搭配方式。但是，所有强化工艺处理后材料都会因为塑性变形引起表层组织结构、残余应力和硬度的梯度以及表面形貌等发生变化，起到降低外加拉应力和应力集中系数的作用，从而对耐磨性和疲劳性能 产生影响。电子束表面处理是利用高能量密度的电子束对材料表面进行加工，是不同于机械加工的一种新型加工方法悄。

12I，其中电子束物理气相沉积以及电子束表面处理等在工业上的应用最为广泛。电子束加工方法起源于德国，经过几十年的 发展，目前全世界已有几千台设备在核工业、航空航天工业、精密加工业及重型 机械等工业部门应用，现已完全被工业部门所接受。电子束表面改性技术是20世纪70年代才发展起来的新技术。电子束表面改性处理包括金属材料的表面淬 火、表面合金化、表面清洗及熔覆、薄极退火，以及半导体材料的退火和掺杂等。目前，电子束表面非晶态处理及冲击淬火等先进处理工艺的研究也已经在世界各国广泛展开。激光冲击强化(Laser Shock Pening，LSP)技术是一种利用激光冲击波对材料表面进行改性，提高材料的抗疲劳、磨损和应力腐蚀等性能的技术。目前激光冲击技术在工程中应用最广泛的领域是合金材料的表面强化，与滚压、喷丸、冷挤压等材料表面强化处理的方法相比，激光冲击强化处理具有非接触，无热影响区和强化效果显著等突出的优点。其原理是当短脉冲(十几纳秒)的高峰值功率密度(大于109W／cm2)的激光辐射金属靶材时，金属表面吸收层吸收激光能量发生爆炸性汽化蒸发，产生高温(大于10000K)、高压(大于1GPa)的等离子体，该等离子体受到约束层约束时产生高强度压力冲击波，作用于金属表面并向内部传播。材料表层就产生应变硬化，残留很大的压应力。激光束经过凸透镜聚焦后，功率密度可以达到1～50 GW／cm2，接着大部分激光能量将被涂层吸收，能量转化成冲击波的形式，透明物质水即所谓限制层，它将基体和基体表面的涂层包覆起来。

5.航空材料的腐蚀与防护的意义

我国的腐蚀和防护研究为我国航空工业的发展做出了应有的贡献,在腐蚀机理和测试、航空发动机高温防护涂层以及表面处理和防护技术等方面都取得了不小成绩。

参考文献

[ 1]《航空材料与腐蚀防护》--------------讲义中国民航大学理学院材料化学教研室------------苏景新

[ 2]《我国航空材料的腐蚀与防护现状与展望》----------蔡健平，陆峰，吴小梅.[3]《航空材料腐蚀疲劳研究进展.腐蚀与防护》-------耿德平，宋庆功。[4] 《TA 15钛合金与铝合金接触腐蚀与防护研究》-------------张晓云，孙志华，汤智慧等 [5]《航空材料的腐蚀问题与防治对策》------------------------------崔坤林.[6]《民机结构外露关键部位涂层加速腐蚀环境谱研究》--------杨洪源，刘文。

[7]《材料腐蚀与防护》-------------冶金工业出版社------------孙秋霞主编。

第五篇：环烷酸腐蚀问题

1.1 常减压蒸馏装置

常减压装置是对原油一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压装置是炼油厂的“龙头”。

原油经换热，达到一定温度后，注水和破乳剂，进入电脱盐脱水罐，脱盐后的原油进入另一组换热器，与系统中高温热源换热后，进入常压炉(有的装置设有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分后再进入常压炉)。达到一定温度(370℃)后，经转油线进入常压分馏塔。在常压塔内将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油以及常压重油等组分。产品经必要的电化学精制后进入贮槽。常压重油经塔底泵送入减压塔加热炉加热(395℃)后，经转油线进入减压分馏塔，减压塔汽化段压力为80-100mm汞柱，有3-4个侧线，作为制造润滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延迟焦化，氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。

1.2 环烷酸腐蚀

环烷酸腐蚀产物溶于油，所以腐蚀的金属表面粗糙而光亮，呈沟槽状。1.2.1环烷酸

石油酸是石油中有机酸的总称，包括环烷酸、芳香族酸和脂肪酸等。环烷酸(RCOOH，R为环烷基)是指分子结构中含有饱和环状结构的酸及其同系物。环烷酸是石油中有机酸的主要组分，占石油中总酸量的95％以上，虽然这些酸在分子量上有显著差异(180—350℃)，但它们的通式可用R(CH2)nCOOH表示，式中R通常指环戊基或环己基，n通常大于12，根据R和n值不同，在石油中分子结构不同的环烷酸达1500多种。较高分子量的环烷酸是由多个羧酸组成的混合物。环烷酸不溶于水，易溶于油品、乙醚、苯等有机溶剂。1.2.2环烷酸腐蚀影响因素（1）酸值

一般以原油的酸值判断环烷酸的含量，原油的酸值大于0.5mgKOH/g时，就能引起设备的腐蚀，酸值大于1.0mgKOH/g为高酸值原油。

早年的研究认为，环烷酸腐蚀只是在酸值超过0.5mgKOH/g时才成为问题。原油酸值低于0.5mgKOH/g时，常减压蒸馏装置的设计只需考虑抗硫腐蚀。80 年代，Cheron公司有人探索了碳钢和环烷酸腐蚀的关联性，结果发现，在不同温度下腐蚀速度都是酸值的一个函数，其log—log曲线如图1—4所示。

后来的经验表明。这种关联性相当精确．但是，这种关联性只适用于像蒸馏塔，换热器等液体流速较低的区域，不能用于像加热炉炉管和转油线之类的高流速区域。图1-4中的关联性有一个明显的缺点，即在低酸值时测得的腐蚀速率显然低于外推曲线。

看来，事实上是有一个极限酸浓度的，低于这个极限，环烷酸基本上就不再有腐蚀作用。研究了加工美国海湾原油和加利福尼亚原油的一些蒸馏装置，结果表明，其塔侧线的最大酸值大约为1.5mKOH/g这时，对5％和12％铬钢没有腐蚀。据此判断，这些装置的塔或换热器不会遭受任何环烷酸腐蚀。但酸值为2mgKOH/g就处在腐蚀范围了，有必要采取一些专门的防护措施。将得到的1.5-2.0mgKOH/g酸值范围内的数据点制成表，可得出结论说，腐蚀极大约介于这两个数值之间。

随着操作经验的不断积累，越来越明显地看出，原油蒸馏装置在酸值低于1.8mgKOH/g的条件下运转时，低速区没受到环烷酸腐蚀。但是，极限值仍旧要采用1.5mgKOH/g，以补偿酸值测定中的误差或原油性质上的差异。现在还不完全清楚，为什么酸值低于极限值时，腐蚀就突然停止。有可能是和一种防护性的硫化铁膜的形成或溶解有关。原油装置中几乎常常有相当量的硫化氢，其正常腐蚀产物是不溶于油的硫化铁。但是，环烷酸将铁转换为油溶性的环烷酸铁。当一 2 个体系中同时含有硫化氢和环烷酸时，就可能在硫化物膜的形成和溶解之间出现竞争。看来，随着环烷酸浓度的提高，金属硫化物部分溶解，从而减弱了防护膜的粘附性，并破坏了它的完整性。结果，膜的防护性能变差，在流速高或湍流激烈的地方，更容易出现膜的局部脱除现象。有人在原油酸值为0～45mgKOH/g，温度为21—400℃，压力为4MPa，油流速为4m/s的条件下，研究了不同参数对环烷酸腐蚀速率的影响。得到的结果之一是：在给定温度下，腐蚀与油中的环烷酸含量(或酸值)有直接关系，酸值提高1倍，碳钢、低合金钢蒙乃尔合金的腐蚀大致也增加l倍，而410不锈钢的腐蚀则几乎增加4倍。

（2）温度

环烷酸的腐蚀能力和温度关系密切，220℃以下，环烷酸基本不发生腐蚀，以后随温度的升高而增加，在270—280℃，达到酸沸点，腐蚀最为强烈，温度再升高腐蚀速率下降；温度达到350℃—400℃时，由于FeS膜高温融解，腐蚀重新加剧；400℃以上石油酸分解，腐蚀减弱，基本没有腐蚀。

试验研究在不同条件下于液相和气相中做了腐蚀挂片试验，结果发现，碳钢和410不锈钢的腐蚀大约随温度每升高55℃而增加2倍。这种关系大约也适用于低合金钢。对于加工酸值低于1.0mgKOH/g的原油的蒸馏装置来说，温度低于232℃时，不用担心碳钢、低合金钢、410不锈铜和奥氏体(18/8)不锈钢的环烷酸腐蚀问题。温度高于260℃时，根据温度、压力和原油类型的不同，环烷酸部分气化。气化通常会使大多数液体进料中的环烷酸含量减少，而且会抑制温度升高而增加腐蚀的趋势。气化的环烷酸对普通结构材料不腐蚀。（3）流速

环烷酸的腐蚀速度主要受流速影响，流速增加环烷酸腐蚀明显加重。流速大的地方发生剜状腐蚀，其他地方发生全面腐蚀。在常压蒸馏装置加热炉管、减压蒸馏装置加热炉管、转油线、中段塔盘等部位易发生此类腐蚀。

原油蒸馏装置高温重油部位的事故多发段几乎都与高流速和涡流造成的冲 3 蚀有直接关系。例如：加热炉的出口管线和轻油线由于轻质油品的气化，液流速度剧增，从而使腐蚀加剧：而阀、弯头、丁字口及热电偶套管的根部等处的腐蚀穿孔均是由于液流受阻形成涡流带来冲蚀的结果。

由流体动力学可知，无论是流股对壁面的冲击力还是流体在流道中克服沿程阻力和局部阻力所消耗的机械性能都与流速有关。流股对壁面的冲击总压力船计算公式为：

F ≈ p Q0V0Sinθ

式中：p为流体密度；Q0为入射流股的流量；V0为入射流股的流速：θ为壁面倾角(见图)。

流体对壁面冲击力的示意图

从公式中可以着出：冲击力的大小不仅与流速成正比，而且与壁面的倾角有关；θ越大。冲击力F也越大；当θ为90°时，F到最大值。在加热炉出口管线的弯头及集合管的丁字口等处，液流对管壁的冲蚀最严重，就是这个道理。所以在设计中要注意尽量减少弯头，使管线走向流线化，炉出口管线进入集合管或转油线时最好斜插或在转油线内加导向弯管。

流体在经过流道边界形状发生急剧变化的局部区域时。例如流道弯曲(弯头)、多股液流相遇(型合流三通)、过流截面突然扩大或缩小(大小头)、遇到障碍物(热电偶、焊瘤等)的层流状态被破坏。流速的大小或方向被迫剧烈的改变，因而发生撞击、旋涡等现象。此时由于粘击性作用，流体质点间发生剧烈的摩擦和动量交换，因而阻碍着流体运动，这种阻碍称为局部阻力。流体为了克服局部阻力而消耗的机械能称为局部损失。

局部损失是与流动的速度的平方成正比。流体在这些局部区域所消耗的机械能，其中大部分的撞击该区域的边壁和障碍物时被它们吸收掉了。这也就意味着流体对边壁作用的能量也与流速的平方成正比、随着流速的增加流体对边壁的冲 4 击能也迅速增加，一旦它超过了金属表面保护历所能承受的强度，这层保护膜就很快被破坏，从而使腐蚀反应能在这些部位不断进行下去。常压炉炉管口弯头的冲蚀现象只是在距离炉出口的最后几根才突然加剧，这个事实就很好地说明了这一点。

在讨论高流速和涡流带来的冲蚀问题时不能忽略“弯管二次流”的影响。流体经弯管时，除了因流速的方向和分布发生变化。以及涡流等产生的能量损失之外，还会因离心惯性力的作用把质点从内侧挤向外侧，使外侧压力增加，内侧压力减小。弯管内外侧的压力差使靠近壁面的质点沿壁面从外侧向内侧流动。并在内侧中点汇合。逼向断面中央形成回流，这样就在管内出现了双旋涡式的二次流，从而增大了局部损失。二次流的影响，虽然强度不如直接冲刷。但消失很慢。从我们对常压炉炉管和转油线测得的数据可知：二次流的影响主要取决于流速。其影响长度一般为管径的几倍到十几倍。流速越高影响的长度也就越长。（4）物态影响

环烷酸在纯液相中的腐蚀小于气相，而在气液相共存区或气液相变区(如转油线中的汽化状态或减压塔中的凝结状态)，其腐蚀相当严重。试验研究表明在249℃和304℃时液相和处于液相等温线之下，腐蚀率仅为液相的30—60％，这是因为石化企业蒸馏防腐的理论分析与实验研究在该温度下，只有少量的环烷酸能被闪蒸、气相空间试件明显地受到冷凝液腐蚀的缘故。在277℃气相等温线与液相等温线吻合，表明冷凝液的酸值一定与母液的酸值相等或接近。而在304℃，沸点较低的环烷酸闪蒸得快，气相腐蚀率平均为液相腐蚀率的150—350％，甚至高达480％。所以在该温度下气相腐蚀明显加剧。

根据炼油厂经验，当酸的物理状态发生变化时，腐蚀将变得更为严重，例如，在转油线中呈气化状态，或在减压塔中呈冷凝状态时，在气化状态下，线速较高，也会促进腐蚀。1.3 环烷酸腐蚀机理

环烷酸详细的腐蚀机理至今尚无法定论，广为接受的有以下述两种： 1.3.1环烷酸与铁反应生成环烷酸铁：

2RCOO-+Fe2+—Fe(OOCR)2

环烷酸铁溶于油中并脱离金属表面，从而暴露出金属裸面。溶剂蒸发后的环烷酸 5 铁残渣虽不具有腐蚀性，但遇到H2S后会进一步反应生成硫化亚铁和环烷酸：

Fe(OOCR)2+H2S—FeS+2RCOOH 生成的硫化亚铁覆盖在钢铁表面形成保护膜。这层膜虽然减缓了环烷酸的腐蚀，但不能完全阻止环烷酸与铁作用，而释放的环烷酸又引起下游腐蚀，如此循环。1.3.2硫化物与铁反应生成硫化亚铁：

S2-+Fe2+—FeS 硫化亚铁再与环烷酸反应生成环烷酸铁和硫化氢：

2RCOOH+FeS—Fe(OOCR)2+H2S 环烷酸铁破坏了硫化亚铁保护膜，引起了设备的腐蚀。

从这两种机理可以看出，上述几种反应在一定的条件下是可逆的。原油中腐蚀的两大症结是硫化物和环烷酸，它们在原油中的作用不尽相同，正是这两种物质的相互作用和相互制约、促进，使腐蚀问题变得复杂。环烷酸形成可溶性的腐蚀产物，硫化氢则形成不溶性的腐蚀产物。当两者腐蚀作用同时进行，如果含硫量低于某临界值，则腐蚀程度加重，即环烷酸破坏了硫化物腐蚀产生的硫化亚铁保护膜，生成了可溶于油的环烷酸铁和硫化氢；如果含硫量高于某临界值，设备表面生成了稳定的硫化亚铁保护膜，则减缓了环烷酸的腐蚀。不同的原油中含有不同类别的硫化物(活性的和非活性的)，它们的含量和存在形式既能抑制又能加速环烷酸与铁的作用，从而导致硫化物既可增强又可降低含酸原油的腐蚀性。

1.4环烷酸腐蚀实验室测定方法

预测环烷酸腐蚀的实验方法有以下几种：

TAN法：原油中酸值的测定是采用传统的KOH中和法，其结果以中和l克原油所需要的KOH毫克数来表示，称之为TAN。一般认为当原油的TAN>0.5mg KOH/g时，就存在环烷酸腐蚀。但试验表明，在一定的温度范围内，环烷酸含量和TAN间并无确定的关系。

腐蚀酸度(CAN)法：试验得知，随着馏分沸点的增加酸含量虽然增加，但酸度却下降，说明低分子量的环烷酸性较高。Craig提出了腐蚀酸度(以下简称CAN)的概念，即将实验过程中试样钢片的失重换算为相当于消耗了多少酸值的环烷酸来表示。

CAN与TAN有相同的单位，求出每次实验后CAN与TAN的比值，就可以 预测该油品的腐蚀性。

原子轰击质谱(FAB.MS)法：是将分离出的环烷酸做相对分子质量的分布实验。这种方法主要是对来自世界各地的原油进行特征分析，应用这种技术来预测腐蚀的研究工作一直在进行当中，目前尚未见到有实质性的进展。

壁剪切应力法：流速在环烷酸腐蚀中是一个很关键的因素。在某一温度，某种材料在原油中的腐蚀速率与流速的关系中，可能存在一个临界流速，但具体数值尚不清楚。

根据实际经验，凡在有阻碍流体流动从而引起流速发生变化的地方，如弯头、泵壳、热电偶套管插入处等，环烷酸的腐蚀就特别严重。虽然流速是影响环烷酸腐蚀的主要参数，但由于缺乏直接用流速预测腐蚀的方法，所以使用与流速参数相关的雷诺数和壁剪切应力显得更为准确。因为它们包含了管路中液体的密度、粘度、气化程度和管径。二者计算公式如下：

Re=DpV/U 式中：Re=雷诺数；

D=管径，m； p=流体密度，Kg/m3； V=流体流速，m/s： u=动力粘度，kg/m．so 得到雷诺数后，就可以通过Moody表查到摩擦系数f，然后用下面的公式计算壁剪切应力：

T--fpV2／2 式中：T=壁剪切应力；

f=摩擦系数。

比较二者的壁剪切应力，就可以预测环烷酸腐蚀情况。腐蚀速率与壁剪切应力之间存在一定的比例关系，一般酸值越高，对流速的敏感度越大。高温、高流速条件下，即使非常低的环烷酸含量也可导致高的腐蚀速率。

NACI法：原油中的硫化物在高温下会释放出H2S，H2S与铁反应生成硫化亚铁覆盖在钢铁表面形成保护膜；另外，H2S还能与环烷酸铁反应生成环烷酸。原油中这些不同类别的硫化物和羧酸之间的相互作用十分复杂，即可增强也可减弱原 7 油的腐蚀性。Craig提出了用环烷酸腐蚀指数(NACI)的概念来判断腐蚀类型，即用试样在腐蚀介质中的腐蚀速率(mpy)与试样在实验后单位面积上的失重量(m/cm2)的比值来表示。当NACI小于10时，可以认为发生了完全的硫化物腐蚀；当NACI大于10时，可以认为发生了一定程度的环烷酸腐蚀，且受到了硫化物的影响，该值越大，环烷酸腐蚀越严重。

模拟实验法：环烷酸腐蚀实验一般要在实际的工艺物流或接近实际操作条件的模拟环境下进行。原油加工过程中腐蚀易出现在加热炉、转油线、减压塔及侧线馏分管道等部位，其中每一部位环烷酸腐蚀的影响因素不尽相同，所以腐蚀实验的模拟条件也是不同的。实验大部分是以高压釜金属挂片作为研究对象，它的基本原理是测定含铁金属试片浸入腐蚀介质后的重量损失。失重实验是所有腐蚀测定中最常见的一种试验方法。挂片经测量、称重后浸入在腐蚀介质中一段已知的时间，取下挂片，清洗挂片以除去腐蚀产物，然后再称重，就可算出试片单位面积上的失重量。

1.5 关于环烷酸腐蚀部位用材特性

高温环烷酸腐蚀的控制方法主要是采用材料防护。在蒸馏装置使用的材料中，18—8钢和316L都是常用的解决环烷酸腐蚀的主要手段。

1.5.1铬钼钢的回火脆性(Cr5Mo)铬钼钢具有回火脆性，所谓回火脆性指铬钼钢长期在371～593℃使用，由于钢中微量不纯元素和合金元素向奥氏体晶界偏析，使晶界凝聚力下降，致使产生晶间破坏的韧性劣化现象。在加氢装置中使用的铬钼钢系列中以2.25Cr-lMo和3Cr-1Mo钢的回火脆性敏感性最为显著。

铬钼钢回火脆性的特征：脆性断面呈现晶界破坏形态；回火脆性对材料抗拉强度和延展率影响不大，主要反映在冲击韧性试验上；材料一旦脆化，则脆性转变温度向高温迁移；回火脆性是可逆的，将脆化的材料加热到600℃以上后急冷，材料可以恢复到原来的韧性。

回火脆性产生的原因是由于磷、锡、砷、锑等微量不纯元素和合金元素向原奥氏体晶界偏析，致使凝力下降所致。硅和锰是促进脆化元素。从组织上看，如果钢的成分相同，其脆性敏感性按马氏体、贝氏体、珠光体的顺序递减。粗大的奥氏体脆化敏感性高。1.5.2高酸值原油的蒸馏选材

辽河油田、胜利油田、新疆的部分油田产油酸值较高，在选材及应用上注意材料成分对耐环烷酸腐蚀的作用影响很大，碳含量高易腐蚀，而Cr、Ni、Mo含量的增加对耐腐蚀性能有利。一般的选材标准：

温度低于220℃可用碳钢，温度高于220℃，流速不超过25—30m/S时，可用碳钢。

Cr5Mo，Cr9Mo钢耐蚀性比碳钢好。主要作加热炉管，管线和热交换器用。铬镍钢，18-8型加入Ti可对碳元素起稳定作用。对环烷酸有一定耐蚀力，可用于油品管道塔内构件。

不锈钢中，含Mo的316L，317L是目前使用的耐环烷酸腐蚀腐蚀最好的不锈钢。

1.5.3不锈钢堆焊层的剥离(填料)热壁加氢反应器的铬钼钢基材是不能抵抗高温氢+硫化氢腐蚀的，通常是在反应器基体内壁堆焊超低碳不锈钢防护层。堆焊层分为单层和双层两种形式。单层式，一般为E-347型不锈钢；双层式的第一层为E-309型不锈钢，第二层为E-347型不锈钢，第一层为过渡层，第二层为防护层。单层式的优点是生产效率高，成本低，但化学成分不易保证，必须采用浅熔深的堆焊技术。双层式由于具有Cr、Ni元素较高的过渡层，允许有较大的稀释率，可采用一般埋弧自动焊接的方法进行堆焊。双层堆焊的抗裂纹性能优于单层堆焊。因为E-309型堆焊层的韧性高于E-347型堆焊层，E-347型堆焊层中的Nb使堆焊层变脆，但Nb又使堆焊层具有抗连多硫酸对不锈钢应力腐蚀开裂的能力。

在高温高压氢气的作用下，不锈钢堆焊层与基材之间的界面层吸氢以后显著脆化，沿着境界出现裂纹，最终导致剥离。不锈钢堆焊层的剥离主要是由于在高温状况和低温状况下，氢气在基材和堆焊层中的饱和溶解度变化不一致，一旦停工，氢气不能完全释放，在界面层聚集，导致界面层脆化造成的。另外，融合层上的应力和不锈钢堆焊层的化学成分也是重要的影响因素。

1.5.4 304，321，316等奥氏体不锈钢

304与316公称牌号分别为18Cr--8Ni与16Cr一12Ni--2Mo，属于低碳奥氏 9 体不锈钢，304L和316L则是超低碳不锈钢，321为18Cr—lONi--Ti稳定型不锈钢，它们均具有优良的抗晶间腐蚀性能，具有较高的抗高温(>240℃)硫化物腐蚀性能，常应用于减压塔中、下部衬里，部分炉管、高温转油线及部分高温管束等。上述几种奥氏体不锈钢抗高温硫腐蚀性能、抗高温环烷酸性能大大优于0Crl3，0Crl3Al铁素体钢，而且综合机械性能、加工性能优良，具有应用的普遍性与多面性。目前在中石化炼系统加工高硫油方面广泛应用，效果一致反应很好。随着冶炼技术的发展，超低碳的304L与316L在国内外得到大量主要应用。

316L钢中含1.8—2.5％的Mo，使钢对非氧化性酸和热有机酸增强抗腐蚀能力．并且使钢耐点蚀，缝隙腐蚀能力增强。国外资料认为不锈钢中含2％的Mo，实际上也降低钢的敏化倾向。

316L加入足够(12％～16％)的Ni，使钢成为单相奥氏体，避免了多组织产生原电池。足够的Ni也降低C在奥氏体中的溶解度，提高抗腐蚀能力。

316L线胀系数比碳钢高(5～6)×10-1·K-1，因此316L工艺管道需进行严格应力校核，进行管道热力补偿，在焊接时为防止合金元素稀释产生淬硬组织，在保证溶透情况下，应尽量采用小电流，快速焊。

1.5.5钛管

炼制高硫劣质(含氯、杂质、酸等较高)原油，国外往往采用较高材质保证长周期运行。对低温冷凝冷却系统及常压塔顶及内件，采用monel、钛与钛合金等乜们心引。由于钛十分耐蚀，但一次性投入较高，限制了其应用，但由于其比重较小，比强度高，壁厚可减薄，故按单位体积计算，制造冷却器换热器，其投资与双相钢差不多，甚至比镍基合金便宜。在国内有安庆石化与齐鲁石化等炼油厂采用整体钛制作常顶空冷器、减顶预冷器成功实例，安庆石化钛管已使用18年，齐鲁炼油厂二蒸馏已使用12年，截至目前使用情况仍然良好。近年，新建大型常减压蒸馏均在塔顶使用钛制品，如海南大炼油项目800万吨/年常减压蒸馏、青岛1000万吨/年常减压蒸馏。

1.6 胜利和阿曼原油特点

1.7 典型部位腐蚀案例

压炉转油线弯头发生泄漏。此处弯头材质20#钢．规格φ530×14，操作温度为370℃，在高温硫和环烷酸的共同作用下腐蚀穿孔，见图3 2。检测发现，漏点周围厚度为3 5mm，减薄率为82％。查阅测厚记录，2000年检测时未发现异常，2005年4月～2006年9月，腐蚀速率7.44mm/a。

减顶馏出线弯头焊口腐蚀泄漏，见图3.3。管道材质为20#钢，规格为φ159×7，检测弯头泄漏点周围厚度仅为2.8 mm。

1.8环烷酸防腐建议

材料防腐是减缓腐蚀的有效途径之一，对于蒸馏装覆的高温硫化物腐蚀(≥240℃)部位，采用含5％Cr以上的合金钢材料，能有效地减缓腐蚀。

根据中国石化发布《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见》选材导则：此处换热器管束推荐双相钢(2507)，钛和蒙耐尔合金。采用那一种材质要考虑工艺防腐的质量和经济条件，双相钢2507在国内也有采用，效果也很好；但钛十分耐HCl腐蚀，并且钛在炼制高硫劣质(含氯、杂质、酸等较高)原油方面耐蚀作用非常突出，在国内有安庆石化与齐鲁石化等炼油厂采用钛管的成功实例，其中安庆石化常顶空冷器的钛管已使用15年，齐鲁炼油厂二蒸馏减顶空冷器使用钛管近9年，截至目前使用情况仍然良好。另外钛强度高，比重小，相对价格较经济，按单位体积计算，制造钛换热器，其投资与双相钢差不多，甚至比蒙耐尔合金便宜。

1.8.1加注高温缓蚀剂

270—280℃及320—400℃是环烷酸腐蚀的两个高峰区，在这两个温度段的设备管线腐蚀很严重，特别是减压侧线碳钢的管线和换热器芯子最宜发生减薄泄漏，国外炼油厂在高温环烷酸缓蚀剂应用方面有很多成功的例子。可以考虑在减压各侧线加注高温缓蚀剂对酸值较高的原油造成的高温部位环烷酸腐蚀有较好的防护效果，可使设备腐蚀速率明显降低，能够延长运行周期2倍以上。

1.8.2 高温部位材质升级建议

对于蒸馏装置高温部位腐蚀的防护多采用材质升级，采用高等级材质316L(00Crl7Nil4M02)超低碳奥氏体不锈钢、0Crl8Nil0Ti系列钢、Cr5Mo等基本上能够耐环烷酸及硫的高温腐蚀。对于低凝环烷基原油的高温环烷酸的腐蚀，选材仍应以含Cr的不锈钢为主；在温度220—330℃环烷酸腐蚀较严重的主要设备最好选用316L或内衬316L，该部位的冷换设备最好用0Crl8Ni l0Ti系列材质；渗铝材质在保证质量的前提下，也可考虑在一些高温腐蚀部位的换热器上应用。同时结构设计时应尽量避免因冲刷严重而造成的高温环烷酸腐蚀加剧。

1.8.3控制流速和流态

扩大管径，降低流速。原中石化总公司有关设备条文规定，低流速转油线最大流速不得超过62m/S，高流速转油线最大流速不得超过94m/S。

设计结构要合理。要尽量减少部件结合处的缝隙和液体流向的死角、盲肠；减少管线振动：尽量取直线走向，减少急弯走向；集合管进转油线最好斜插，若垂直插入，则建议在转油线内加导向弯头。

高温重油部位，尤其是高流速区的管道的焊接，凡是单面焊的尽可能采用氩弧焊打底，以保证根部成型良好，不允许有焊瘤、凹焊和未焊透缝。

原油的腐蚀评价方法

实验方法

1、实验采用FYX－1型高温高压釜设备，进行旋转挂片实验，通过失重法测定.实验采用FYX－1型高温高压釜设备，进行旋转挂片实验，通过失重法测定材料的腐蚀速率。具体为：A3钢标准试片浸入酸值为8.8mgKOH.g-1的减四线馏分油中，添加缓蚀剂（浓度为500mg.l-1），在285℃，250转.分-1的条件下旋转48小时，测定腐蚀速率，表4-1列出了部分实验结果。可以看出，在相同条件下，新开发的LS－101高温缓蚀剂的缓蚀率比从美国进口的Nalco5180高温缓蚀剂高。

2、原油的腐蚀评价在高温动态腐蚀试验装置上进行，使用原油量27L；实验温度：260、280、300℃；冲刷速度：控制在液体流速25m/s：喷嘴直径1.2mm；实验时间48小时。评价材料为：20G，0Crl8Nil0Ti，00Crl7Nil4M02。试片为φ 10×2圆形试片，腐蚀试验前用600#砂纸精磨。以失重计算腐蚀速度，称重采用万分之一电子天平称量；300℃的腐蚀试片采用扫描电镜进行观察，用EDAX能谱分析仪进行能谱分析。280℃的20G和00Crl7Nil4M02腐蚀试片采用光学金相显微镜进行观察分析。

（1）实验前-后酸值的变化验证腐蚀实验进行过程中，腐蚀介质的量较为合适；（2）测试不同温度、不同材质的腐蚀速率（3）腐蚀形貌观察（低倍、高倍）及能谱测试（4）表面粗糙度测试；

pH电极清洗维护

①一般性污染：用水、0.1mol/LNaOH或0.1mol/LHCl清洗电极数分钟。②油脂或有机物污染：用丙酮或乙醇清洗电极数秒钟。

③硫化物污染(隔膜发黑)：用9892清洗液处理，硫脲/HCl用来清洗发黑的隔膜，它是由含硫溶液引起的。使用方法：将电极头部浸泡在溶液中(隔膜应没入溶液中)，直到隔膜无色(至少1小时)，然后浸泡在3M的KCl中过夜，完全冲洗，重新校准后可使用。

④蛋白质污染(隔膜发黄)：用9891清洗液处理，胃液素/HCI用来去除蛋白质污染(隔膜发黄)。用法：将电极头部放入溶液中，确保隔膜浸没在溶液中(至少1个小时)。然后用蒸馏水冲洗，重新校准。

⑤电极的再生：用9895再生液处理。敏感膜向下手持电极，把电极再生液滴在敏感膜上，沿轴线不断旋转电极，建议保持3分钟左右，然后立即用去离子水彻底冲洗电极并将电极贮存在电极使用说明书指定的保存液中12小时。重新校准后使用。再生只能有限的延长电极的寿命。

注：当被测介质对电极有硫化物污染或蛋白质污染时，应及时处理。