耐腐蚀机理（精选7篇）
耐腐蚀机理 篇1
0 前 言
锌镁合金镀层是近年兴起的一种锌基牺牲阳极型镀层,其优异的耐腐蚀性能已引起极大的关注。国外有关公司[1,2,3,4,5,6,7]对钢板锌镁合金镀层的制造工艺及其耐蚀性能做过相关研究,结果证明其具有优异的耐腐蚀性能。镁的标准电位很负(-2.37 V),以普通水溶液电镀方法实现锌镁共沉积的难度较大,目前,实施锌镁合金镀覆的方法有熔融盐电镀[1]、热浸镀[2]、真空镀[4,5,6,7,8]、水溶液电镀[9,10]等,最有可能率先实现商业化生产的还是真空镀技术,已建立了速度为60 m/min,钢带宽度为300 mm的连续试验生产线[4],其目标是要实现锌镁合金镀层钢板商业化生产。
本工作运用XRD,SEM和电化学分析等方法对真空蒸镀技术制备镀锌钢板蒸镀镁层的耐腐蚀机理进行了研究。
1 试 验
1.1 镀锌钢板蒸镀镁层制备
采用北京仪器厂DM450-A真空镀膜机在经过Ar离子去氧化皮后的电镀锌钢板(宝钢提供)上蒸镀0.5~1.2 μm的金属镁,蒸镀过程中先将真空室抽至压强小于 0.02 Pa,调整Ar气流量使工作压强在2 Pa,基板温度为100~350 ℃;然后经450 ℃ Ar气保护退火处理,制得具有高耐蚀性的镀锌钢板蒸镀镁层。
1.2 检测分析
将具有相同暴露面积(3 cm×3 cm)的镀锌钢板镁蒸镀层和纯锌镀层钢板在5%NaCl溶液中浸泡腐蚀。采用D8 Advance X射线衍射仪进行XRD分析,采用HITACHI S-570型扫描电子显微镜对其上腐蚀产物进行分析和表征。电化学测试在Chi 660C电化学工作站上进行,导电介质采用3.5%NaCl溶液,参比电极为SCE,对电极为铂电极。
2 结果与讨论
2.1 腐蚀产物
图1是将镀锌钢板蒸镀镁层和纯镀锌钢板在5% NaCl溶液中浸泡5 d后的SEM形貌。由图1可以看出:镀锌钢板的腐蚀产物较为疏松,表面为疏松的白色腐蚀产物,而蒸镀镁后的腐蚀产物相对而言更加致密。对两者在5% NaCl溶液中浸泡不同时间后,其X衍射分析结果见图2。图2a,2b显示:两者中都明显存在ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和ZnO 2种腐蚀产物及碱式碳酸锌Zn4CO3(OH)6·H2O的衍射峰(强度较弱);两者中ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O择优晶面(003)的衍射强度大致相同,而镀锌钢板蒸镀镁层腐蚀产物中ZnO择优晶面(101)的衍射峰强度远低于镀锌钢板,说明相同的腐蚀条件下,蒸镀镁的镀锌钢板所产生ZnO的量远小于纯镀锌钢板,也就是说镀锌钢板的腐蚀产物以ZnO为主,而镀锌钢板蒸镀镁后的腐蚀产物是以ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O为主。
图2c,2d分别是镀锌钢板及蒸镀镁层浸泡25 d后腐蚀产物的X射线衍射谱。可以看到,图2d中ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O的衍射峰强度明显高于图2c,而图2d的ZnO衍射峰强度明显小于前者,这再次说明了镀锌钢板蒸镀镁后腐蚀产物以ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O为主体,而镀锌钢板的腐蚀产物则以ZnO为主体。而且图2d中Zn4CO3(OH)6·H2O的衍射峰大大强于浸泡5 d时的,说明随着腐蚀的延伸,Zn4CO3(OH)6·H2O在慢慢地形成,它是由空气中的CO2在水中溶解造成的;在镀锌钢板蒸镀镁的腐蚀产物中其强度大于镀锌钢板。
由此,推测锌的腐蚀进程如下:
首先是作为阳极的锌和作为阴极的氧气得失电子发生氧化还原反应。
阳极反应:
Zn→Zn2++ 2e (1)
阴极反应:
O2 +2H2O+4e→4OH- (2)
然后,Zn2+和OH-结合生成Zn(OH)2。
Zn(OH)2为中间产物,如果腐蚀环境中含有大量的Cl-,它将会向3个方向转化,生成ZnO,ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和Zn4CO3(OH)6·H2O。
由X射线衍射谱可知,蒸镀镁层抑制了Zn(OH)2向ZnO的转化,却促进了Zn(OH)2向ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和Zn4CO3(OH)6·H2O的转化。ZnO为疏松的N型半导体,在腐蚀溶液中极易脱落,从而暴露基体,不具备防腐蚀的能力;ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和Zn4CO3(OH)6·H2O[11]都是致密的腐蚀产物,不易脱落,且ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O具有优良的绝缘性能,因而它们能够牢固地覆盖在基体表面,延缓腐蚀的进行。因此,镀锌钢板蒸镀镁后比镀锌钢板有更高的耐腐蚀性能。
2.2 镀锌钢板蒸镀镁层表面构成
镀锌钢板蒸镀镁层的SEM形貌见图3。由图3可以看到,镀锌钢板蒸镀镁层呈花瓣状。其X射线衍射谱见图4。由图4可以看到,镁与锌形成了MgZn2和Mg2Zn11金属间化合物,其中又以MgZn2为主。单质Mg金属本身是不耐蚀的,需要和锌形成合金才能发挥作用,锌镁金属间化合物MgZn2和Mg2Zn11的形成应该是其耐腐蚀性能大大提高的主要原因[5,6]。
2.3 电化学性能
2.3.1 自腐蚀电位
对镀锌钢板蒸镀镁层和镀锌钢板在3.5% NaCl 溶液中的自腐蚀电位测试表明:镀锌钢板蒸镀镁层的自腐蚀电位为-1.05 V(文中电位均是相对饱和甘汞电极),而镀锌钢板的自腐蚀电位为-1.03 V,镁的加入使锌镀层的自腐蚀电位负移了20 mV,负移程度不大,镁本身具有较负的自腐蚀电位,锌镁合金MgZn2和Mg2Zn11的形成应是镀锌钢板蒸镀镁层的自腐蚀电位比纯锌负移不大的主因,有文献报道MgZn2比纯锌自腐蚀电位负移大约10 mV[12]。虽然自腐蚀电位的负移使腐蚀推动力增大,但腐蚀速度归根到底还要看其动力学因素,即腐蚀电流,自腐蚀电位的稍许负移也将使镀层更好地发挥牺牲阳极的作用,更好地保护铁基体。
2.3.2 腐蚀电流
镀锌钢板和镀锌钢板蒸镀镁层在3.5% NaCl溶液中的Tafel曲线见图5。从图5可以看出,镀锌钢板蒸镀镁层的自腐蚀电位相对纯锌镀层负移了25 mV,这与自腐蚀电位是基本一致的,但前者的腐蚀电流却小于纯锌镀层的腐蚀电流,分别从其阳极极化和阴极极化可以看出,锌镁合金的形成不仅提高了阴极过程的过电位,而且阳极溶解过程的过电位也比纯锌高,两因素综合作用使得Zn-Mg合金的腐蚀电流减小,腐蚀速率下降,耐腐蚀性提高,为混合控制。而阴极极化对腐蚀电流的下降贡献更大。
2.3.3 阻抗谱
镀锌钢板和镀锌钢板蒸镀镁层在3.5% NaCl溶液中的交流阻抗谱见图6:两者皆表现为单容抗弧,且在低频段都出现韦伯(Warburg)阻抗性质的扩散尾。由此可以看出,镀锌钢板蒸镀镁层的极化电阻明显高于纯锌镀层,具有较低的腐蚀电流,这应该是腐蚀产物ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O好的绝缘性能所起的作用。
3 结 论
镀锌钢板真空蒸镀镁后形成了MgZn2和Mg2Zn11金属间化合物,可以抑制Zn(OH)2向ZnO的转化,促进Zn(OH)2向ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和Zn4CO3(OH)6·H2O的转化。ZnO为疏松的N型半导体,在腐蚀溶液中极易从基体脱落,不具有防腐蚀性能,而ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O和Zn4CO3(OH)6·H2O都是致密的腐蚀产物,不易脱落,且ZnCl2·4Zn(OH)2·H2O具有优良的绝缘性能,能牢固地覆盖在基体上,延缓腐蚀的进行。此机理在宏观上表现为镀锌钢板蒸镀镁层腐蚀产物相对于纯锌镀层更致密,电化学上表现为镀锌钢板蒸镀镁层具有更小的腐蚀电流和更高的极化电阻。
参考文献
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海洋平台腐蚀机理分析 篇2
1大气腐蚀及保温层下腐蚀
1.1 腐蚀机理
1.1.1 大气腐蚀。
大气环境下的腐蚀主要表现为锈蚀。影响锈蚀速度的因素有:环境的温度、湿度、大气中的酸性污染物浓度、电解质微粒漂浮物等。当金属置于大气环境中时, 潮湿的大气使得金属表面形成一层极薄的不易看见的湿气膜 (水膜) 。当这层水膜达到20-30个分子厚度时, 它就变成电化学腐蚀所需要的电解液膜。铁锈是一种疏松的物质, 浮在钢铁表面, 它没有保护作用, 金属的阳极化反应可继续进行。对于碳钢, 发生腐蚀后, 形成的氧化铁是针状和柱状的疏松型腐蚀产物, 其向上或向下生长将会增加整个锈层的内应力, 使得层面间的间距增大, 随着锈层间裂纹和缝隙增大, 腐蚀介质更容易侵入, 导致锈蚀层内部和基体腐蚀加速。
1.1.2 保温层下腐蚀。
保温层下腐蚀是由于水进入保温或耐火材料后导致的管道、压力容器和结构部件的腐蚀。保温层下腐蚀主要由于保温层与母材表面的蒸汽空间中的积水造成。积水可能来源于雨水、漏水、蒸汽凝结等。通常, 位于年降雨量大的区域或较暖和的海上区域的装置容易受到保温层下腐蚀。
1.2 对策分析
良好保温和保冷设计、安装、保养, 施工时注意防潮层, 以及正确的腐蚀检验或通过正确选择、使用和保养保护涂层, 是减少或消除大气腐蚀和保温层下腐蚀的有效手段。因此, 确保保温层和涂层的完好是今后维护保养设备的关键。应对平台设备、管道的保温层和涂层进行巡查, 对有破损的涂层及时进行维护。对已发现锈蚀部位进行扩大面积检验, 并对锈蚀部位进行打磨处理, 重新涂漆。
2细菌腐蚀
2.1 腐蚀原理
水可能含有硫酸盐还原菌和腐生菌, 这都是导致金属腐蚀的主要原因。细菌腐蚀通常表现为局部的垢下腐蚀或有机物遮盖的瘤, 腐蚀类型通常为碳钢的杯状点蚀坑。
硫酸盐还原菌, 广泛存在地下管道等缺氧环境中, 它是一种厌氧的微生物, 硫酸盐还原菌在无氧或极少氧的情况下, 能利用金属表面附着的有机物作为碳源, 并利用细菌生物膜内产生的氢, 将硫酸盐还原成硫化氢[1]。去磺孤菌属是油田存在最多的硫酸盐还原菌, 它可以成群或成菌落附着在金属管壁上, 它对金属的主要危害是对金属表面的去极化作用。由于其氢化酶的作用, 硫酸盐还原菌将硫酸盐还原, 生成初生态氧[O]和硫化物, 而[H]与[O]去极化生成H2O。去极化作用使设备和管道的腐蚀加速, 同时腐蚀产物FeS大量聚集可以堵塞井口、管道等。
腐生菌又称粘液形成菌, 是“异氧”型的细菌。在一定条件下, 腐生菌从有机物中得到能量, 产生粘性物质, 附着在管线和设备上, 并与某些代谢产物累积沉淀, 造成生物垢堵塞井口或过滤器等。同时, 生物垢也会产生氧浓差电池而引起设备和管道的腐蚀, 并给硫酸盐还原菌提供生存、繁殖的环境等。其中最重要的腐生菌—铁细菌是分布很广的多目多科细菌, 它主要是将亚铁氧化成高价铁, 利用铁氧化释放的能量满足其生存的需要, 它的危害非常大。
细菌腐蚀通常发生在换热器、静止或低流速的管线、与土壤接触的管线, 放置在外边没有保护的设备、接触未经处理的水的设备和管道、以及消防水系统等。
2.2 对策分析
根据海洋平台设备、管道现状分析经数据分析, 判断平台所有接触液相水的设备和管道均有可能发生细菌腐蚀。在没有实施有效的抗菌处理时, 细菌腐蚀敏感性为高。采用抗菌处理后, 细菌腐蚀明显较少。因此采用抗菌处理, 是降低和预防细菌腐蚀发生的关键。
3 CO2腐蚀
3.1 腐蚀机理
CO2和H2O共存条件下, 易对钢铁材料发生腐蚀。CO2对碳钢的腐蚀一般表现为局部减薄和/或点蚀, 通常发生在湍流和冲击区, 有时在管线焊缝的根部。在湍流区域, 碳钢会遭受深的点蚀和沟槽。
当CO2溶于水形成碳酸 (H2CO3) 时会发生CO2腐蚀。酸会降低PH, 足够的量会促进碳钢的均匀腐蚀或点蚀。影响CO2腐蚀的因素包括CO2的分压、PH和温度。CO2分压的增加会导致较低的PH凝结物和较高的腐蚀速度, 而升高的温度会增加腐蚀速度直到CO2汽化的点。
3.2 对策分析
应定期对可能发生CO2腐蚀的设备进行检验, 确定是否已经发生CO2腐蚀。对于CO2腐蚀, 可以靠添加缓蚀剂加以解决, 对于油管和高温立管, 通常采用油溶性水分散性缓蚀剂 (常用长链脂肪胺) , 而对于输油管部分则采用水溶性的缓蚀剂[2]。为有效防止管道内腐蚀, 可采用含有内涂层的管道。
4海水腐蚀
4.1 腐蚀机理
海水是一种含有多种盐类, 近中性的电解质溶液, 并溶有一定量的氧气, 海水PH值在7.2～8.6, 金属及合金浸入海水中, 电极电位分布在海水和金属界面上形成微观不均匀性, 这就形成了无数腐蚀微电池, 导致金属的腐蚀。金属在海水中的腐蚀大多数以这种方式进行。海水中由于氯离子的存在, 使钝化膜易遭破坏, 易产生孔蚀, 即使是不锈钢也容易发生局部腐蚀;海水导电率很大, 是良好的导电介质, 电阻性阻滞很小, 在金属表面形成的微电池和宏观电池活性较大, 因此在海水中异种金属的接触也能造成显著的电偶腐蚀, 且作用强烈, 影响范围较远。同时海浪、飞溅, 流速等这些利于供氧的环境条件, 都会促进氧的阴极去极化反应, 促进金属的腐蚀。
4.2 对策分析
在管道、设备内涂覆内防腐涂层是提高设备、管道对海水的耐蚀性的有效措施。对进入管道、设备内的海水进行除氧处理也可防止海水腐蚀。
摘要：笔者对海洋平台设备、管道腐蚀产生原因和腐蚀机理及类型进行阐述, 针对损伤机理, 提出了解决腐蚀的对策, 对于提高海洋平台设备、管道的寿命具有重要意义。
关键词：腐蚀,损伤机理
参考文献
[1]王志伟, 王峰, 安慧.油区腐蚀及防护技术研究进展[J], 价值工程.2012. (03) .
开展腐蚀机理研究,完善防腐配套 篇3
关键词：油井腐蚀,难题,缓蚀剂,防腐
1 卫三区腐蚀现状
卫三油藏经营区共有油井89口, 开井70口, 平均单井日产液19.3吨, 日产油1.6吨, 综合含水91.6%。其中定期防腐加药油井36口, 主要集中在卫10、卫11块两个油层区块, 另外卫58块因结垢造成的垢下腐蚀也有增加趋势。采油井下工具的腐蚀主要表现油管漏、抽油杆断脱、光杆断。油水井的腐蚀严重影响了油田的正常生产和集输, 造成大量原油损失, 同时也造成了大批资金的被迫投入。
2 区域腐蚀机理研究
卫10、卫11块两个区块地质状况复杂, 产出液的水型为CaCl2型, 综合含水高、矿化度高、氯离子高、多有较强的腐蚀性, 且伴生气中CO2 (二氧化碳) 含量高达2.8%, 使腐蚀介质更加复杂。再加上多数油井随井况恶化, 管杆偏磨严重, 金属本体裸露, 使腐蚀环境恶化复杂多变, 致使局部腐蚀、点蚀等加剧, 管杆穿孔频繁发生。
2.1 HCO3-、Cl-离子对腐蚀的影响
H C O3-离子在低浓度时, 对腐蚀起促进作用, 其机理在于HCO3-可作为阴极去极化剂;HCO3-可以与CO2相互转化, 离解后产生H+和CO32-, 前者加速腐蚀, 后者与Ca2+成垢, 形成垢下的局部腐蚀。
产出液中的Cl--离子会增加水的腐蚀性, 促进碳钢、不锈钢等金属或合金的局部腐蚀, 在氯化物中, 铁以及它们的合金均可产生点蚀, 氯离子的存在可加速金属的腐蚀作用, 当Cl-含量较高时, 在阳极区, 导致一般坑蚀的蔓延, 另一方面, 由于Cl-半径较小, 易穿透保护膜, 使腐蚀加剧, 产生局产腐蚀, Cl-是对碳钢腐蚀影响最大的阴离子。
2.2 介质PH值影响
在PH值和溶解氧很低的情况下, 水的腐蚀主要是由氢的去极化作用控制。低PH值且含氧时, 碳钢表面是氢去极化反应和氧化去极反应同时进行。此时, 碳钢表面进行的实际上是酸作用过程, 腐蚀特征表现为均匀腐蚀。
2.3 温度、CO2的影响
C O2腐蚀最典型的特征是呈现局部点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中, 台面状坑蚀的穿孔率很高, 通常腐蚀速率可达3～7mm.a-1。温度对腐蚀的影响较为复杂, 首先, 当温度<60℃, 腐蚀产物膜FeCO3软而无附着力, 金属表面光滑;当温度在100℃附近, 高的腐蚀速率和严重的局部腐蚀, 粗结晶形成Feco3;当温度在150℃以上, 形成细致、紧密、附着力强的FeCo3和FeCo4膜, 腐蚀速率降低。但是, 过高的温度又可使缓蚀剂分解而失效。
3 结合研究结果, 现场配套情况
3.1 优化加药周期, 确保井内药剂浓度
根据单井铁离子变化及作业起出情况, 调整药剂药量与加药周期;缓蚀剂首次投加时加大剂量、高浓度, 使缓蚀剂迅速在金属表面形成完整保护膜, 防止因保护膜残缺, 造成局部腐蚀。为利用好缓蚀剂保护膜的防腐作用, 采用作业预膜的办法, 即在油井作业维修结束前, 就将缓蚀剂投入井筒中, 这样在开井生产前就会在井筒的管、杆、泵等表面预先形成一层较厚的保护膜, 从而提高防腐效果。日常管理中, 实施“少食多餐”的加药方式, 延长药剂在井筒内的存留时间, 使井筒防腐更趋合理化。目前我区腐蚀严重的9口井执行3次/每周, 其余27口井执行2次/每周。
3.2 完善铁离子监测, 为药量调整提供数据支持
目前, 铁离子监测所用样本一般采用原油含水化验后所剩余的游离水, 根据我们跟踪的情况来看, 采用不同材质的样桶、油样放置的时间长短、分光光度计精度、操作人员的熟练程度等都对数据有一定影响。但通过数据对比来看, 虽然受各种因素的影响, 但仍然可以总体反映出腐蚀的变化规律。
根据监测到的油井腐蚀数据, 和有关缓蚀剂的实验数据, 计算出缓蚀剂的浓度、加药量、加药周期。缓蚀剂的浓度、加药量、加药周期三者之间的关系。
3.3 加强作业现场管杆工具腐蚀状况落实, 检验防腐效果
作业现场的落实一直以来都是我区对缓蚀剂效果进行评价, 对单井防腐制度进行调整的主要依据。近2年来我区先后根据现场情况对WC11-25、WC11-54、WC11-14、WCC56-2、WC10-21等进行20余井次药量及周期的调整, 总体效果良好。
4 取得效果分析及经济效益评价
对比2011年重点腐蚀单井作业情况, 与前2年相比总体呈现好转趋势, 具体表现在因腐蚀影响井次减少, 检泵周期、免修期延长。大部分油井检泵周期基本由原来的3-7个月延长至一年以上, 其中WC11-25、WC11-34、WCC56-2、WC11-39免修期均已达到500天以上。WCN10-9井该井2011年上半年已因腐蚀维护2次, 平均免修期96天, 2011年8月后实验低温段缓蚀剂, 目前免修期已达189天, 效果显著。
5 经济效益评价
仅对比效果明显的7口油井, 就减少因腐蚀造成躺井10井次以上。
(1) 按每口油井维护6万元计算, 作业劳务节余60万元以上。
(2) 减少因腐蚀造成管杆更换5000m以上, 仅减少成本支出就在40万元以上。
(3) 减少了维护井次, 延长油井时率, 增加油井产量。
2011年共实施监测2009井次, 平均总铁46.7 mg/L, 与2010年平均38.6 mg/L相比, 上升了8.1mg/L, 主要由于7月份以后更换仪器后, 数据波动, 总体保持相对稳定趋势。
参考文献
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馈线波导内腔腐蚀机理分析 篇4
金属铜制品在使用中会受到不同形式的直接或间接的损坏，腐蚀是常见的损坏形式之一。腐蚀的发生不仅和产品本身有关，还和使用情况有关。雷达设备大多数都是室外作业，工况不确定，部分环境恶劣。雷达设备的工况是无法改变的，但设备本身的防腐蚀能力是可以改变的，作为雷达设备制造方，应该尽可能提高产品的防腐蚀性能，以适应恶劣的工况环境和延长设备使用寿命，为设备用户发挥最大效益。而要避免设备因部件腐蚀导致的早期失效，就需要预先知道设备部件的结构形式和防护方式。无论哪一种腐蚀形态，其发生都与温度、湿度、空气成分等环境因素密切相关，但就雷达设备而言，我们无法改变其工作环境和大气条件，只能去适应各种工况和气候环境，要想减少或推迟腐蚀的发生，只能在产品的设计、制造、防护上做文章。实践表明，许多腐蚀问题在设计时就留下了隐患，包括结构设计、选材及表面处理设计等，雷达设备的防腐蚀工作同质量、成本工作一样，也需要从产品图纸设计开始，但结构设计中的薄弱点是需要在对故障件的分析和确定真实原因后，才能获得设计改进的方向，只有不断积累质量分析和工程设计的经验，才能使雷达设备的防腐蚀工作做到更好。以下是对设备部件进行故障分析的方法和改进设计的思路。
1 故障现象
某雷达在停用两个多月后重新开机时，发现该雷达的发射功率与回波信号均有较大程度的下降和变异，此时的故障报警装置也未能确定回波信号变弱的系统设备，因此只能停机检查。在检查中发现有一节户外天线波导有形变，故判定这便是馈源系统不正常的症结所在，但波导系统的受损程度还无法确定。在对户外天线波导进行拆卸后可以明显看到波导内腔表面呈现绿色氧化层，如图1～图3所示：
该波导是铜基材电镀银涂覆，波导接口处开凹槽加橡胶圈密封，四周用螺栓紧固，是国内通用的涂覆和结构方式。
2 原因分析与机理研究
从故障件的实物现状看，该波导已彻底丧失了功能，属于严重腐蚀，但造成这一现象的原因和腐蚀机理需要进一步确定。
(1)腐蚀型貌分析。整件波导均出现了深度腐蚀现象，特别是波导两端的法兰附近尤为严重，部分镀银层和氧化层可剥落，出现绿色的铜腐蚀产物。肉眼观测：腐蚀造成的微孔和台阶深度已达毫米级。
(2)腐蚀原因分析。波导设计时，零件整体材料为黄铜，表面涂覆层为铜上镀银，Ag 6～8微米。镀层外部采用北京邮电学院的电接触保护剂DJB-823进行刷涂后加热固化，作为电镀层表面的防变色和隔绝空气的保护膜，DJB-823本身属于高分子试剂，刷涂固化后不会影响导电性，对防止镀银层氧化变色起到一定的作用，也是行业内普遍的措施，但为何造成如此严重的腐蚀现象还需要借助分析设备来取得量化的数据。
从故障现场分别取一件已氧化腐蚀的波导和一件未腐蚀的波导，对其表面成分做电子能谱分析，取得数据见表1、表2。
从表1与表2的成分数据对比可发现，已腐蚀波导内腔表面一价氮N1s的原子百分含量为2.12%，比未腐蚀波导内腔表面一价氮N1s的原子百分含量(0.48%)要高出4.5倍，另外未腐蚀波导内腔表面成分中仍然有银Ag，而已腐蚀波导内腔表面没有银Ag，说明腐蚀程度已不是普通的空气接触形成的轻度氧化程度，一定存在其它酸类物质的腐蚀机理。进一步实施定向能级扫描得到结果见图4、图5。
从定向能级扫描图4、图5中可以看出两种波导内腔表面氮元素的能量存在明显差异(光滑曲线是强能量的表征，锯齿曲线是弱能量的表征)，说明氮元素在此腐蚀现象中起了关键作用(其它元素的定向能级扫描图对比时无明显差异，图略)。围绕氮元素的危害机理进行分析：氮气本身没有腐蚀性，甚至可以作为焊接时的保护气体，但是当空气里的水汽从波导接口细缝进入内腔后，在溶解CO2或工业大气中的NO2以后生成HCO3、HNO3等无机酸便对金属造成腐蚀。如果表层金属被腐蚀，基材金属外露，在水溶液里又将产生原电池效应，发生更剧烈的电化学腐蚀。
仔细对波导回路的5对波导接头进行检查，发现其中一只波导接头的密封圈伸出凹槽平面的高度较低，测量凹槽深度发现槽深为正公差，该密封圈为失效状态。从腐蚀型貌看，正是由于气密性的失去，造成与密封圈接触的法兰端部出现了最严重的腐蚀。这一结论恰好印证了该雷达的使用环境与故障点的实际状况，该雷达设备架设在城郊，该城市工业大气中NO2含量较高，曾经出现过酸雨腐蚀的现象;另外，搬运中的偶然碰撞使得一节波导接口处的密封圈挤压变形，达不到很好的隔绝空气效果，则造成了波导内腔与外部大气的连通。
3 结论
在波导通路法兰连接时，其连接点的泄漏性不仅与螺栓的预紧力，密封材料和密封面状态有关，同时也与波导接口法兰的结构设计有关。实际工程应用中，造成通路泄漏的因素虽然复杂，但通过故障定位，查明要因，有针对性地开展设计改进，优化设计方案使泄漏的可能性降至最低，会有效地避免在波导应用中接口法兰的泄漏问题。在随后的结构、工艺改进中将所有波导接口的密封圈厚度增加0.5mm，并且对组装好的波导系统进行充气检漏试验;在设备使用中增加干燥机，为波导通路提供压缩的干燥空气，减少波导通路的水汽含量;在波导中转、运输过程中采用特制的中转箱，防止波导接口法兰处的密封圈受力变形。总之，通过失效分析技术与工程结构设计的结合，能够更加准确、高效地进行故障定位，及时得出有效性的纠正预防措施。
参考文献
[1]机械工程手册.第6卷,1983.
[2]董均海.电子元器件失效分析技术.现代情报,2006(4)207-208.
常顶系统腐蚀机理及防腐措施 篇5
关键词：常顶,腐蚀,防腐
一、前言
近些年来, 随着炼油行业产能的扩大, 大量高硫高酸原油进入国内市场, 炼油设备的腐蚀问题便凸显了出来。为保障安全生产, 对设备腐蚀问题进行探讨, 具有十分重要的意义。
二、常顶系统腐蚀原因
1、低温无机盐腐蚀
无机盐如氯化镁、氯化钙当被加热到120℃以上时, 遇水发生水解, 生成高浓度的盐酸, 其在塔顶低温露点区域产生腐蚀, 露点腐蚀的产物FeCl2溶于水, 被水冲刷带走, 造成设备腐蚀减薄甚至穿孔。反应式如下:
2、低温部位硫腐蚀
硫与金属作用, 在金属表面生成FeS钝化膜, 对金属起到保护作用。而当FeS遇到HCl时, 生成易溶于水的FeCl2, 从而破坏了FeS钝化膜。反应式为:FeS+2HCl=FeCl2+H2S↑
金属表面失去保护, 并释放出H2S, 使金属表面再次受到H2S的腐蚀。H2S促进了低温硫腐蚀, 加快了腐蚀速率。反应式为:
三、腐蚀部位分析
翻阅以往的大修资料发现, 常顶腐蚀部位主要集中在塔顶馏出线, 受液槽焊缝, 顶层塔盘。如表1,
1、塔顶馏出线腐蚀
HCl、H2S在塔顶馏出线富集, 两者相互作用加速了腐蚀。为控制腐蚀通常的做法是注入氨水, 但当氨水注入过量时, 容易产生NH4Cl沉淀, 破坏了FeS保护膜, 加速了塔顶馏出线的腐蚀。
2、受液槽焊缝腐蚀开裂
硫化物和氯化物共同作用所造成的应力腐蚀是焊缝开裂的主要原因。通常46层塔盘以上的操作温度为100―130℃, 而HCl、H2S最敏感温度范围是100―125℃, 即塔顶处的温度处于露点温度区域。氯离子在一定酸浓度下的表面活性很强, 且具有较强的穿透力。奥氏体不锈钢在氯化物介质中, Cr氧化成Cr2O3, H+逐渐富集, 尤其在裂纹尖端区域酸浓度呈增大趋势, 使得氧扩散到缝隙深处困难, 从而中止了缝隙内的阴极反应, 在缝隙内及表面之间形成宏观电池。缝隙内金属受到强烈腐蚀, 金属阳离子不断增多, 使得缝外氯离子向缝内移动, 以维持电荷平衡, 腔内溶液不断酸化, 引起缝隙蚀坑, 促进了裂纹内部的腐蚀继续发展, 有自动催化作用。
阳极反应2Cr+3H2O→Cr2O3+6H++6e
阴极反应O2+2H2O+4e→4OH–
3、顶层塔盘腐蚀
常压塔顶部主要存在HCl+H2S+H2O腐蚀体系, 使得塔盘固定螺栓腐蚀减薄, 造成塔盘固定松弛, 在恶劣工况下塔板易被冲翻。而塔盘上的浮阀也容易因腐蚀减薄而脱落或因腐蚀而卡死。
四、防腐蚀措施
1、完善“一脱三注”防腐蚀工艺
1.1 脱盐
常压塔顶腐蚀的根本原因是由于原油含盐, 原油中MgCl2与CaCl2的含量, 影响着电化学腐蚀速率。为有效的控制腐蚀, 就必须选用合适的破乳剂, 采用新工艺和先进的操作方法来优化电脱盐系统, 加大脱盐量。
1.2 注碱水
注碱水的目的是将冷凝水的酸性降低, 降低腐蚀速度。通过现场实践, 注碱效果十分显著, 通常可使HCl发生量减少90%左右。从而使H+富集量减少。
1.3 注氨水
注碱不可能完全控制HCl含量, 还必须用注氨水来中和HCl, NH3与HCl生成NH4Cl, 氨还能保持塔顶冷却系统呈碱性 (pH值控制在7―9) , 使缓蚀剂较好地发挥作用。但考虑到氨的强挥发性, 应采用密闭式配制罐进行氨水的配制。
1.4 注缓蚀剂
缓蚀剂是能附着在金属表面上形成保护膜, 使腐蚀介质不能与金属表面接触, 从而保护金属表面不受腐蚀。因此, 应根据生产实际情况, 选用适用的新型高效缓蚀剂。
2、升级材质
塔顶馏出露点区域和顶层4层塔盘采用双相钢2205。
双相钢2205具有高强度、良好的冲击韧性以及良好的整体和局部的抗应力腐蚀能力。其特点是:
⑴均匀腐蚀大多数情况下双相钢2205的抗腐蚀特性优于316L和317L。
⑵局部抗腐蚀双相钢2205中铬、钼及氮的含量使其在氧化性及酸性的溶液中, 对点腐蚀及隙腐蚀具有很强的抵抗能力。
⑶抗应力腐蚀不锈钢的双相微观结构有助于提高不锈钢的抗应力腐蚀龟裂能力。而304L、316L和317L在这方面表现较差。
⑷抗腐蚀疲劳双相钢2205的高强度及抗腐蚀能力使其具有很高的抗腐蚀疲劳强度。
3、加强设备管理
大修期间, 对施工加强监管, 对接焊焊缝严格按按GB985–88及GB986–88中规定执行, 并对焊缝进行探伤检查;加强腐蚀状态监测, 如开展定点测厚, 采样分析监控等方式, 来掌握腐蚀动态, 以实现从被动处理到主动管理的转变。
4、加大操作管理
影响设备状态的不稳定因素中, 除了油品性质之外, 人为的不正常操作首当其冲。因此, 在日常的生产中, 应加强对操作参数的管理, 严格要求, 月月对平稳率进行考核, 并与员工的奖金挂钩。同时, 要加强员工培训, 优化操作规程, 让每一个人都参与到设备的维护中去。
五、结束语
在生产过程中腐蚀问题不可避免, 这就需要我们把握整个装置的腐蚀机理, 在实践中不断摸索总结, 积累防腐经验, 并通过合理选材, 改进设备结构、提高操作水平、加强设备检修维护能力, 完善必要的在线检测系统, 提高装置的自动控制水平, 将腐蚀减少到最低程度。
参考文献
[1]丁荣生.常减压塔顶硫化氢协同腐蚀及其对策[J].石油化工腐蚀与防腐.2000, 7.
炼油装置设备腐蚀机理及应对措施 篇6
关键词：炼油装置,腐蚀机理,应对措施,防腐技术
石油是当今社会不可或缺的能源, 在国民经济发展中占据着重要的地位。石油资源的应用需要经过勘探、开采、运输和加工等工序, 炼油装置设备是整个产业体系中关键的环节, 它满足了原油中成分的提取、分离以及成品加工, 如果在石油加工中出现了设备腐蚀的问题, 不仅会造成资源浪费和财产损失, 更容易导致发生严重的危险事故;同时, 石油工业的运转往往是呈现出联动性特征的, 炼油装置设备出现腐蚀问题, 必然会影响整个体系的周期性运转, 甚至整个加工系统被迫停工。基于以上原因, 炼油装置设备的防腐蚀问题已经成为石油加工过程中的重点, 需要对腐蚀机理及预防措施进行透彻的研究。
1 炼油装置设备腐蚀机理
1.1 化学物质
原油是一种复杂的混合物, 从高压、高温的环境中提取之后, 内部存在的大部分化学物质都会发生反应, 转化成活性较高的化合物。如硫元素、碳元素等, 其中, 原油中的硫主要分为两大类, 第一类是活性硫, 可以与其他物质积极发生反应, 另外一种是非活性硫, 从化学工艺方面鉴别就属于不能直接和金属反应的硫元素部分。实践证明, 活性硫是导致腐蚀的主要因素, 但在高温、高压环境下, 非活性硫也会逐渐转化成活性硫成分, 同样会对金属材质的炼油装置设备造成腐蚀。
数据显示, 包括硫在内的化学物质对炼油设备装置造成的腐蚀较为严重, 就国内统计而言约占设备腐蚀损坏总比例的45%-50%, 如果将二次加工设备也考虑在内, 这一数字会更大。
1.2 杂质成分
从机理角度分析, 石油中的绝大部分物质如烷烃类物质, 并不会对炼油设备形成腐蚀问题。但是, 在原油成分中包括大量的杂质, 包括烟尘、气体、颗粒等形式, 则会发生腐蚀的效果。这是由于, 杂质中包括大量的无机盐、酸性成分、氧气等, 在潮湿、高温和高压的环境下, 炼油装置设备本身的金属成分会不断预知作用。
1.3 环境影响
石油炼制的过程中要面临复杂、多样的环境, 而原油在高温、高压、催化剂等环境中所产生的产品也较为复杂, 环境条件的改变是构成腐蚀问题的一大推手, 也被行业内称之为“环境腐蚀”;一般来说, 环境腐蚀包括低温和高温两种类型。低温环境腐蚀指的是温度小于230摄氏度的情况, 而高温环境腐蚀则在240-500摄氏度之间。
2 炼油设备防腐策略研究
第一, 脱氢策略。脱氢可以有效地减少原有对炼油设备的腐蚀, 其原理在于“加氢脱硫”化学反应, 以减少硫元素的腐蚀作用。由此一来, 不仅可以有效避免炼油设备装置的腐蚀问题, 也可以提高石油产品质量。
第二, 脱盐脱水。盐类物质可以与金属发生化学置换反应, 含水量过大容易引起氧化反应。采取脱盐、脱水的策略可以有效改善腐蚀问题的出现, 也是目前我国在炼制石油过程中的主要预处理阶段, 利用电脱盐设备可以将石油原材料中的盐分一次性去除60%-90%。电脱盐是石油炼制过程中的必要工序, 可以有效地延长炼油装置设备的使用寿命, 维护其运行稳定性, 减少后续工作中的腐蚀情况。
第三, 水洗策略。在原油对设备的腐蚀过程中, 其中的很多杂质具有水溶性的特点, 水洗的方式可以把这些杂质大量清除掉, 从而实现对炼油装置设备的腐蚀避免。主要的操作形式为, 将水质干净的水源注入其中, 冲刷掉内部的腐蚀性物质, 发挥的主要是物理特性以及稀释功能。很明显, 这种方式需要消耗掉大量的水资源。
第四, 材料策略。无论是采取化学方式还是物理方式, 其目的都是减少炼油加工中不良因素对金属材质的影响, 换个角度来说, 可以从炼油装置设备的材料防腐方面入手, 即提高设备构成材料的防腐蚀性特点。就目前来说, 有两种较好的方案。其一, 在设备表面使用防腐涂料, 选择具有有机酸与高温氧介质成分的防护层, 以确保其强大的耐腐蚀性。其二, 对设备材料进行防腐蚀性处理, 如加入惰性材料、不锈钢材料等。同时, 也可以采用电化学的方法进行保护, 如阴极保护。
3 结语
综上所述, 随着我国经济发展速度不断提升, 石油资源的消耗量也在不断增加, 同时, 在石油资源功能的多样性方面, 也提出了更多的需求。如柴油、汽油、润滑油等各种不同的需要, 对炼油装置设备性能是极大的考验, 这就客观上要求对炼油装置设备提出改进, 以满足社会供应平衡。设备腐蚀是影响产能和安全生产的重要障碍, 尤其在原油品质不断下降的前提下, 更应该加紧对相关预防技术措施的研究。
参考文献
[1]金丹.炼油装置加热炉的腐蚀及应对措施[J].化工管理, 2013, 12:139-140.
[2]韩建伟.分析炼油设备腐蚀的机理及预防措施[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 18:255.
[3]魏承利.炼油装置腐蚀及应对措施[J].一重技术, 2005, 06:47-48.
[4]周庆.炼油装置加热炉的腐蚀及应对措施[J].石油化工腐蚀与防护, 2012, 04:11-15.
广石化轻重油罐腐蚀机理及防治 篇7
中国石化股份有限公司广州分公司部分炼油装置是按加工国内低硫原油 (含硫量<0.5%) 设计建造的, 过去在加工低硫原油时, 腐蚀问题并不突出[1]。实际从近年来特别是千万吨炼油改扩建后, 为了提高炼油效益, 基本上以炼制高硫原油为主, 最高硫含量达到2.5%, 给本来就相对落后的储运系统带来一系列安全和腐蚀问题。
本文要叙述的两个罐区均为中间原料罐区。其中11#石脑油罐区共有5000m3内浮顶油罐8台, 主要收来自三套蒸馏装置的石脑油, 有时还收更轻的拔头油, 因此该罐区经常出现窜气、气相空间H2S含量严重超标现象。12#罐区2台5000m3、2台10000m3共台渣油罐, 主要收三套焦化、减粘渣油, 在运行过程中, 经常发现罐顶通气孔冒出水汽。开罐检查发现该两种油罐呈现两种不同的腐蚀情况。
在最近的一次分析采样中, 发现11#罐区中间石脑油罐、12渣油罐区油罐气相空间H2S均出现超标现象。
二、石脑油罐腐蚀情况及原因分析
1. 罐腐蚀情况
开罐检查发现, 罐内腐蚀部位主要集中在罐壁1/2高度以上及罐顶, 底板、罐壁1/2高度以下基本没有腐蚀, 上一检修周期的防腐涂层完好。腐蚀严重的部位主要集中在气相空间壁板和罐顶板, 大部分为溃疡状的坑点腐蚀, 直至穿孔, 主要发生在焊缝区、凹陷及变形处, 见下图2.1所示。
2. 罐腐蚀分析
据相关资料介绍[2], 油罐的腐蚀形式主要有: (1) 浓度腐蚀。主要发生在油罐内壁液面以下, 是由于氧的浓差引起的; (2) 原电池腐蚀。 (电化学腐蚀) 主要发生在罐底、罐壁和罐顶。是油罐内部最主要、最严重、危害最大的一种腐蚀; (3) 硫酸盐还原菌及其他细菌引起的腐蚀。主要发生在罐底; (4) 摩擦腐蚀。主要发生在浮顶罐的浮动伸缩部位。由本石脑油罐的腐蚀部位来看, 基本上可以排除浓度腐蚀、硫酸盐腐蚀、摩擦腐蚀的可能性, 因此应重点从电化学腐蚀方面分析。
由于石脑油收油温度在32-40℃之间, 油品中含有一定量是水份, 需每天进行脱水。在昼夜温差较大时, 一旦有窜气事件发生, 水份和含H2S的混合气体容易蒸发至油罐上部的气相空间, 当这部分的气体突然遇到温度较低的罐壁及罐顶板, 内壁就会有溶解了H2S的水析出, 每一次收油操作都经历这个过程, 冬天气温较低, 这种情况更明显。
3. H2S-H2O的腐蚀机理
H2S-H2O为弱酸, 在水中发生电离, 电离式为
在H2S-H2O溶液中含有H+、HS-、S2-和H2S分子, 对金属腐蚀为氢去极化作用。其反应式为:
阳极反应Fe→Fe2++2e
阴极反应2H++2e→2H→H2
钢铁在H2S的水溶液中, 不只是由于阳极反应生成Fe S而引起的一般腐蚀, 而且阴极反应生成的氢还能向钢中渗透并扩散, 同时也是发生硫化物应力腐蚀的主要原因。
4. 硫化亚铁的危害
硫化亚铁附着在罐内壁上, 一段时间后, 硫化亚铁能在储罐中形成具有较大比表面积的堆积层, 而处于其外层的防腐涂层被硫化成一层较厚的、柔性很强的胶质膜, 对硫化亚铁堆积层起到很强的保护作用。一般来讲, Fe S自燃的可能性很小, 但当含硫油品储罐在付油过程中发生的大呼吸作用, 有大量空气进入储罐内, 储罐中形成的硫化亚铁就会与氧气发生化学反应, 放出大量的热量。并且, 由于胶质膜对硫化亚铁堆积层的保护作用, 使堆积层的散热速度不足以使其内部因放热反应而产生的热量及时散发出来, 而使热量产生的速度大于热量发散的速度, 导致硫化亚铁温度升高引起硫化亚铁自燃, 进而引发储罐发生火灾和爆炸事故。
三、渣油罐腐蚀情况及原因分析
1. 罐腐蚀情况
2011年2月, 渣油罐G1206大修, 经开罐检查发现, 罐内腐蚀部位主要集中在罐顶。测厚数据显示, 罐顶板出现较大面积均匀减薄现象, 原δ=5mm的顶板, 最小厚度只有2.4mm, 靠近罐顶通气孔8米半径范围内, 出现较多的穿孔, 穿孔主要发生在靠近筋板附近或凹陷及变形处, 但筋板保持完好, 详见图3.1。
底板、罐壁、罐顶板大于半径8米以外的顶板腐蚀较轻, 底板、罐壁基本没有腐蚀。
2. 罐腐蚀分析
由于渣油罐区收装置来油温度较高, 通常在110-120℃, 罐壁全保温包裹, 以防止热量损失。罐顶没有设置保温, 因此罐顶的温度与油温相差较大。当来油含少量水份或加热盘管穿孔内漏时 (重油罐加温盘管经常穿孔) , 水蒸汽会立即蒸发至罐顶气相空间, 蒸发以后使气相空间水蒸汽达到饱和或近似饱和。当饱和蒸汽突然遇到温度较低的罐壁及罐顶板, 内壁就会有水析出。离油面距离较近的位置因为温度高, 蒸汽刚冷凝时会因为温度再次升高而汽化;离油面距离较远的位置因为温度低, 水析出后直接挂在罐板上, 形成了露点腐蚀环境, 这就解释了为什么靠近通气孔的罐顶板会比靠近罐壁的罐顶板腐蚀严重的结果。
3. 腐蚀机理
罐钢本体表面常有氧化层 (如Fe3O4) 和杂质 (如石墨) , 它们的电位比钢本体的电位高。这时罐内壁析出水珠, 并有少量H2S溶入水中, 罐本体的铁为阳极, 而杂质和氧化层为阴极, 于是形成原电池, 电池的工作结果是罐本体遭受电化学腐蚀, 氢气形成气泡附在杂质和氧化层的表面[3], 如下图3.3。
对于含有杂质的不纯金属或表面有铁的氧化物的钢本体, 当它与电解质溶液接触时, 表面上的Fe3O4和石墨等杂质对于金属本身来说都成为阴极, 所以在整个表面就必然有很多微小的阴极和阳极同时存在, 因而在金属表面形成许多微小的原电池, 称为微电池。微电池的腐蚀作用与一般原电池的作用本质相同。
因此, 把上述电化学腐蚀过程看做由三个环节组成:
(1) 金属在阳极溶解, 变成金属离子进入溶液中, 电子留在金属上;
(2) 电子从阳极流到阴极;
(3) 在阴极, 流来的电子被溶液中能够吸收电子 (e) 的物质 (如H+) 所接受, 反应式为:
在微电池的作用下, 油罐板腐蚀的机理如下:
阳极:2Fe-4e 2Fe2+
阴极:O2+2H2O+4e 4OH-
总反应:2Fe+O2+2H2O 2Fe (OH) 2
不稳定的Fe (OH) 2遇到空气中的氧时, 则发生氧化而生成更难溶解的Fe (OH) 3, 沉积在金属表面上, 失去部分水而形成铁锈。广石化渣油罐内壁的腐蚀环境, 由于阴极有少量硫化氢水解的H+存在, 顶部空间有充足的氧气及水份存在, 所以有较明显的阴极去极化反应, 同时阳极腐蚀生成的Fe (OH) 2、Fe (OH) 3等物质也容易被H+所溶解, 所以也存在阳极去极化反应。罐内壁有水析出, 并溶解有少量H2S, 造成了内壁较严重的微电池腐蚀, 最后造成罐顶板腐蚀穿孔。
4. 重油罐腐蚀的危害
罐顶由于严重的腐蚀容易产生凹凸不平, 穿孔, 严重时会发生罐顶坍塌, 严重威胁着生产安全, 操作工上罐作业时容易产生人身安全事故。高温使用的油罐, 由于罐顶穿孔, 雨水容易倒灌进高温的油品, 从而发生油罐突沸等的严重后果。因此必须采取有效的手段, 防止该类腐蚀的发生。
四、防护措施
1. 石脑油罐防护措施
(1) 严格控制进罐油品的硫含量, 从源头上控制硫含量;特别注意避免油罐发生窜气现象。
(2) 对于轻质拔头油, 应直接送往液化气罐储存, 防止轻组份挥发窜气。
(3) 为了防止H2S腐蚀, 同时兼顾施工周期, 目前广石化的石脑油内部防腐采用喷砂除锈, 刷环氧树脂耐油导静静电油漆二底一中三面的施工方式, 基本上能满足三年开罐检查的要求。但比起喷铝防腐, 该防腐效果仍有差距。在有条件的情况下, 建议喷铝防腐。
(4) 2011年, 中国石油化工股份有限公司下发了《炼油轻质油储罐安全运行指导意见 (试行) 》的通知, 建议对无氮封保护设施, 罐壁顶部通过“通气窗”与大气直接相通的浮顶油罐进行必要的改造。将“通气窗”封死, 罐顶安装氮封阀、呼吸阀等附件, 向罐内通入氮气作为防护措施, 避免铁的硫化物直接与外界空气的接触[4]。
2. 渣油罐防护措施
由于渣油罐主要存在露点腐蚀, 有效的方法是如何防止罐顶结露。
(1) 在罐顶外部喷涂T-3涂料, 防止罐壁内部和大气形成较大的温差, 减少水份析出。该保温涂料的技术核心是采用特种中空陶瓷微粒做主填料 (>70%) , 微粒约为200-250目, 微粒内空腔为中空和真空, 具有良好的热力性能。能最大限度减少传导、辐射、对流传热的发生。目前广石化G1205-1208四台渣油罐已喷涂该涂料, 效果在观察中。
(2) 加强罐内防腐, 采用喷砂除锈, 刷环氧树脂耐油耐温导静静电油漆二底一中三面的施工方式, 并加强罐顶板检测力度。适当将油罐大修周期往前, 由8年一修改至六年或七年一修。
(3) 从工艺方面入手, 通过优化生产工艺, 从源头上降低来油中的硫含量, 使进入油罐顶部气相空间的硫化氢含量大大减少。但由于我厂炼制高硫原油的客观条件存在, 该情况暂时无法改变。
参考文献
[1]李群友.加工含硫原油设备腐蚀状况及有关对策[J].石油化工腐蚀与防护, 2003, 20 (4) :62.
[2]刘刚, 张赞牢, 朱海军.金属油罐腐蚀与防护[J].新疆石油科技, 2005, 第1期 (15卷) .
[3]朱德汉.柴油罐罐顶腐蚀穿孔分析及防护[J].石油化工设备技术, 2005, 26 (2) :60.