时间：2023-05-30 09:36:40
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇腐蚀监测，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
中图分类号：X93 文献标识码：A
腐蚀参数、腐蚀速度以及设备腐蚀状态均是炼油装置中在线腐蚀监测技术需要掌握的基础，技术人员通过掌握这些基础性工艺与测量数据从而了解炼油装置所处环境的变化以及遭受腐蚀的状态，从根本上找到适合不同介质环境的腐蚀监测技术。
1 炼油装置中在线腐蚀监测技术的作用
炼油装置中在线腐蚀监测技术具有十分重要的作用，其在现实生活与实际生产中起着决定性的意义。
1.1 通过评价缓蚀剂效果选择合适的缓蚀剂
在炼油生产过程中，缓蚀剂在工艺中的优化数据能够体现生产的需要，二在线监测技术能够对优化数据进行评价，从而选择合适的缓蚀剂。
1.2 对原油混炼技术的指导
原油性质的不同在混炼的过程中会增加其酸性值，从而使设备受到腐蚀。应用在线腐蚀监测技术能够迅速发现原油混炼时PH变化的情况，从而进行控制，在诸如缓蚀剂的过程中改善相关工艺，从而合理配置原油的比例，使电脱盐的效果增强。
1.3 定点测厚结合在线监测队检修过程进行指导
在线监测具有实时性与准确性的优势，因此在覆盖范围内，其能够通过收集到的多参数数据绘制腐蚀曲线图，从而分析炼油装置中腐蚀变化的情况，制定解决方案，进行全方位的诊断。定点测厚具有灵活性，其余在线监测相结合，能够对重点部位实施监控，从而避免重大泄漏事故的发生，完善检修计划。
2 炼油装置中在线腐蚀监测技术的应用
炼油装置中常见的在线腐蚀监测技术共有四种，其原理不同，因此应用的场合以及特点也不尽相同。根据实际情况，选好关于PH探针监测、电阻探针监测、电感探针监测、电化学监测的监测技术型号。
2.1 电阻探针监测
电阻探针监测需要应用的仪器以及零件为在线监测仪器、金属丝、温度补偿试片。当金属丝被腐蚀后开始变薄，便可以通过在线监测仪器检测出来并排除因金属丝的温度异常而产生的不利影响。电阻探针适应于各种工况范围与介质，但是灵敏度较低，测量的周期长，又因金属丝受到腐蚀后所产生的产物具有导电性，因此影响了其测量结果，没法对腐蚀速度的瞬时性进行记录。
2.2 电化学探针监测
电化学探针监测也是通过测量腐蚀速度来进行监测的一种技术，其与电阻感应不同的是，电流指标（流经电极表面）是其确定腐蚀速度的标准。这种方法测量周期短、速度快，不会像电阻探针监测般测量腐蚀减薄量，但是其在监测过程中受到环境的限制，必须在水中传导才可进行。
电化学方法也包括电化学噪声技术，当金属局部腐蚀后，便可以通过两个同质金属获取其之间通过的电流量，然后在利用其它方法分析局部腐蚀的情况。
2.3 PH探针监测
不同介质酸具有不同的碱度，因此H+敏感选择的电极也不同，根据其电极的异同情况检测介质酸的碱度，而且PH探针监测器一般情况下应该在压力≤0.4MPa，温度≤70℃的环境下运行。
2.4 电感探针监测
电感探针监测分为高温管状电感探针、低温片状电感探针、低温管状电感探针三种。电感探针的测量依据是探针被腐蚀的深度，探针腐蚀的越薄，其所引起的磁通量变化就越大，这种变化直接影响到金属腐蚀的速率，从而得出不同介质在腐蚀过程中的周期性变化，从而体现其显示出这种监测方法的灵敏度。一般情况下，片状结构以及管状结构是电感探针的两种结构形式，其分类是由管径决定的，片状探针应用于
3 选择监测点
硫化物、氯化物的低温电化学腐蚀以及硫化物的高温化学腐蚀是炼油装置发生腐蚀的两大主要类型，前者是中全面腐蚀的体现，因此在选择监测点时必须关注相关腐蚀的流程、重视腐蚀分布的区域、对高温设备的材质进行监测、应用相关防腐工艺与技术，从而避免腐蚀所产生的伤害。
后者由监测到的视点可以发现，其具有均匀性腐蚀的特点，因此在炼油装置的产品分离系统化、常减压蒸馏、延迟焦化的过程中便应该选择监测点。在安装监测点时，不仅应该按照相关腐蚀原理进行安装，还应该考虑到在线观测的维护与评价便利性。由此，在线监测点的设置应该为一闭路循环系统，监测点选择适宜，有利于炼油装置中在线腐蚀监测反应的速度以及收集参数数据的准确性，提高了该系统的即时性。
4 在线腐蚀监测技术的发展方向
炼油装置中在线腐蚀监测技术的发展方向应该建立在需求与应用实践的基础上，并根据基础性要求拟定发展方向。
要想实现复合监测技术，必须提高在线监测技术的可靠性、精度以及灵敏度，将多种不同类型的参数利用一根探针进行监测，从而实现在线监测的简便化，减少了在线监测的程序。多参数监测是未来监测技术的发展趋势，只有实现腐蚀发生发展过程监测、腐蚀影响过程监测、腐蚀事故监测、腐蚀结果监测等全面的腐蚀监测，才能够拥有系统化的监测技术。
将收集到数据采用高科技手段进行智能化分析，然后建立与其有关的腐蚀数据库，深入分析与挖掘相关数据，为技术发展提供理论性、决定性依据。
要想提高炼油装置中在线腐蚀监测技术的自动化控制能力，就必须将腐蚀数据作为参考，并以此为参考点进行研究，提高在线腐蚀监测的力度，促进炼油装置的科技化改进与发展。
结语
本文通过对炼油装置中在线腐蚀监测技术的作用进行了具体分析，并且就其应用与监测点进行了恰当的选择，从根本上总结出在线腐蚀监测的未来发展方向，为我国化工业的发展开辟了一条简便、快捷、安全的生产道路。
参考文献
[1]庞喆龙，马新飞.炼油装置在线腐蚀监测技术状况[J].石油化工腐蚀与防护，2008，25（1）：62-64.
[2]易轶虎.在线腐蚀监测技术在炼油装置中的应用[J].石油化工腐蚀与防护，2012，29（5）：44-46.
[3]孔祥军，马玲，李磊，等.炼油行业设备腐蚀监测技术现状[J].炼油与化工，2010，21（2）：32-35.
【关键词】杂散电流燃气管道腐蚀监测
中图分类号：TU996.7 文献标识码： A 文章编号：
随着供电设施（高压线、电气化铁路等）的大量兴建和用电场所（施工工地、地下采矿设施等）的与日俱增，电气化设施会对其附近管道产生动态杂散电流干扰，使管道的交、直流电压产生一定程度的波动。管道的交流干扰源主要来自高压线与电气化铁路。高压线对管道的交流干扰主要是持续性的干扰，干扰形式为感性耦合，干扰值在一定区间内波动。电气化铁路对管道的干扰主要为间歇性的干扰，干扰形式亦为感性耦合。列车在两个供电区间通过时，供电线路会对管道产生一定的干扰，当列车加速时，由于用电量增加，供电线路对管道的干扰影响增大。
一、杂散电流干扰腐蚀原理
杂散电流的主要来源是直流电气化铁路、直流电解设备接地极、阴极保护系统中的阳极地床等。其中以直流电气化铁路引起的杂散电流干扰腐蚀最为严重。当直流电流沿地面敷设的铁轨流动时，直流电流除了在铁轨上流动，还会从铁轨绝缘不良处泄漏到大地，在大地的金属管道上流动，然后返回电源。这部分泄漏的电流称为杂散电流。
杂散电流的流动过程形成了2个由外加电位差建立的腐蚀电池，一个是电流流出铁轨进入管道处，铁轨是腐蚀电池的阳极，管道为阴极，不腐蚀；另一个是电流流出管道返回铁轨处，这时管道是腐蚀电池的阳极，铁轨则是阴极，不腐蚀。图1给出了管道电位的变化图。由图1可判断出管道腐蚀电池的阳极区和阴极区以及杂散电流最强的部位。通常没有杂散电流时腐蚀电池两极电位差仅0.65 V左右，杂散电流存在时管道电位可达8~9 V。因此，杂散电流干扰对金属管道的腐蚀比一般的土壤腐蚀要强烈得多。
图1为杂散电流对管道的干扰示意图，杂散电流必须在某一部位从外部流到受影响的管道上，再流到受影响管道的某些特定部位，并在这些特定部位离开受影响的管道进入大地，返回到原来的直流电源；其它直流干扰源产生的杂散电流腐蚀也具有同样的回路特点。
在杂散电流流出的部位，管体将发生快速腐蚀。腐蚀的严重程度遵循法拉第定律(与流出的杂散电流量成正比，与金属材料的电化学当量成正比)，即：
式中：ΔW——杂散电流造成的管体腐蚀量，g；
N——管体金属的原子量；
I——杂散电流强度，A；
T——杂散电流对受影响管道的作用时间(流出的时间)，s；
n——管体金属的化合价；
F——法拉第常数。
杂散电流在单位面积的管体上产生腐蚀的速度表示为：
杂散电流造成管道腐蚀时，其管体(杂散电流流出处)的阳极反应为：
FeFe+2+2e-
已知：N=55.84 g，n=2，F=26.8 A·h。假设杂散电流的强度为1 mA，杂散电流流出处的管体面积(防腐层破损面积)为1 cm2，于是：
VSC=10.4 g/(m2·h)
取钢质管体的密度为7.80 g/cm3，于是，杂散电流在上述假定条件下引起管体腐蚀的速度为：
VSC=11.68 mm/a≈1 mm/月
当受干扰的管体上有1 cm2的防腐层破损，且在该处有1 mA的杂散电流流出时，杂散电流对管体的腐蚀速率为1 mm/月。当杂散电流的强度比1 mA更大，或流出的面积比1 cm2更小时，管体的腐蚀速率会更高。
图1杂散电流对管道的干扰
二、杂散电流对燃气管道的影响
1、直流杂散电流对燃气管道的影响
(1)腐蚀强度危害大。埋地金属燃气管道无杂散电流时，只有自然腐蚀，大部分为原电池型，驱动电位差只几百毫伏，腐蚀电流只几十毫安；而杂散电流干扰腐蚀时是电解电池原理，电位可达几伏，电流最大可能上百安。根据法拉第电解定律，1A的电流通过钢管表面流向土壤溶液一年可溶解约10 kg，由此可看出直流杂散电流干扰腐蚀相对其它原因引起的腐蚀严重得多。
(2)范围广，随机性强。杂散电流干扰腐蚀范围大，特别是地铁的杂散电流几乎影响整个城区的地下金属管网；轨道与地的绝缘电阻，管道的防腐绝缘层电阻，土壤电阻率、电流大小等都是变化的，因此杂散电流流向也是随机的，给防护带来一定难度。
2、交流杂散电流对燃气管道的影响
电气化铁路在运行状态下对相邻的地下金属管道会产生交流干扰。国内外对交流干扰研究结果均表明，交流干扰对地下金属管道的危害很大，在故障状态下瞬间感应电压可能击穿管道的绝缘层、绝缘法兰，甚至击毁阴极保护设备并对生产操作人员人身安全造成威胁；此外交流电的存在可引起电极表面的去极化作用，加剧管道腐蚀，交流干扰可加速防腐层的老化，引起防腐层的剥离，干扰阴极保护系统的正常运行，使牺牲阳极系统发生极性逆转，降低牺牲阳极的电流效率，致使管道得不到有效的防腐保护。
二、埋地燃气管道的杂散电流监测
1、管道电位波动检测
埋地燃气管道受到的杂散电流干扰多为动态干扰，表现为管地电位和干扰电流连续动态波动、随机突变等特征，可以采用管地电位波动检测方法，对管地电位进行监测。当电位变化幅度超过50 mV时，确定存在杂散电流干扰，且监测时间不少于30 min.图2是某单位利用DATA-LOGGER数据记录仪，追踪某个测试桩处管地电位随时间的波动情况。每3 s采集1个数据。阴保通电电位波动范围为-1 764~-1 445 mV，电位波动幅度319 mV，评估报告中评定该处有较强连续性杂散电流。
图2 管地电位连续动态监测
2、基于SCM的动态杂散电流检测
短时间的管地电位监测不能判断在役城镇埋地钢质燃气管道是否存在破损点，因此，可以利用2~4个智能感应器进行测量，能够判断杂散电流的方向以及杂散电流在管道上的流进点、流出点，为管道的运行维护、排流改造以及阴极保护提供依据。图3所示为利用SCM测试的杂散电流时变图，其中，圆形罗盘处粗箭头指示管道方向(正上为北向)，细箭头指示杂散电流的方向，移动智能感应器，根据杂散电流大小、方向的改变，可以判断杂散电流在管道上的流进、流出点。
图3 SCM杂散电流测试
三、杂散电流腐蚀防护措施
管道沿线与高压输电线路近距离平行敷设时，高压输电线、电气化铁路会对管道造成干扰，加剧管道的腐蚀，因此管道应尽量远离交流、直流干扰源，并采取相应的保护措施。
1、尽量避开干扰源
根据线路杂散电流源的勘察结果，管道布线时在符合安全要求的前提下，合理选择走向，避开地铁、电气化铁路、输变线路等杂散电流干扰源。对于受杂散电流干扰管道增设绝缘法兰，将扰的管道与主干线分隔开，目前国内外没有对管道与电气化铁路的安全间距的专门规定，参照目前相关的标准GB50251－200《3输气管道工程设计规范》。
2、排流保护措施
排流保护措施不同于管道的防腐设计，需按《SY/T 0017-2006 埋地钢质管道直流排流保护技术标准》进行干扰源侧及管道侧测定，根据具体情况进行方案确定。排流保护措施通常采用直接排流、极性排流、强制排流、接地排流四种方案：
a)管/地电位偏移稳定在正方向时，可采用直接排流保护措施。通过导线将管道和干扰源测的负极直接连通，使管道中的干扰电源引入干扰源的负极。此法适用于牵引变电所附近，简单经济、效果好，但范围有限。
b)管/地电位正、负极变时，可采用极性排流保护措施。它是通过一极性排流器(一般为二极管)将管道和回流轨道连通，当管道上出现正电位时可把管道中的杂散电流排出，出现负电位时排流器不导通，可防杂散电流的进入。此法安装方便、应用广，但管道距轨道远时效果不好。
c)强制排流主要用于管/地电位正、负极变，电位差小，且环境腐蚀较强的情况下使用。通过强制排流器将管道和轨道连通，杂散电流通过强制排流器的整流环排放到轨道上，当无杂散电流时，强制排流器给管道提供一阴极保护电流，使管道处于阴极保护状态。此法保护范围大，地铁停运时可对管道提供阴极保护，但对轨道电位分布有影响，需要外加电源。
d)排流保护系统的管理和监测是保证管道排流保护系统正常运行的关键。管道的排流保护系统管理采取日常管理和重点监测相结合的方式，对管道排流和阴极保护系统运行的技术参数进行及时的记录和分析，对重点管段的排流保护状况进行重点监测，并针对杂散电流干扰状况的变化及时调整排流保护系统的运行情况。
3、阴极保护
杂散电流是随时间不断变化的，多数情况下杂散电流表现得不十分明显，因而管道的自然腐蚀仍会占据主导地位，因此排流保护必须与阴极保护相结合才能有效遏制管道的腐蚀。
4、管道均压
在相邻管道间加设管道均压装置。这些装置有助于平衡相邻管道间的电位，缓解管道间的相互干扰。
5、加强日常维护
为改善管道防腐层绝缘状况，采取检修、补漏与大修相结合的方式，每年均进行管道防腐层的检漏修补工作，以提高管道防腐层质量，为有效地进行排流保护打下较好的基础。同时开展智能清管作业，对重点地段管道的腐蚀风险评估，确保油气管道安全运行。
结束语
杂散电流会对管道本体造成严重的腐蚀，对管道的安全运行具有极大的危害，如果不及时修补，将会发生泄漏事故。通过检验及论证，杂散电流检测仪(SCM)能够有效地检测并发现杂散电流，因此在规定时间内，对燃气管道进行专业性检验，发现隐患，及时修补整改，是燃气管道安全运行的重要保障。
参考文献
[1] 唐永祥，宋生奎，朱坤锋.油气管道的杂散电流腐蚀防护措施[J].石油化工建设. 2007(04)
关键词:腐蚀 监测 石油化工
中图分类号:TN2 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)09(c)-0086-01
腐蚀,是指材料在某些环境作用下,引起材料的破坏或变质。在石油工业中,腐蚀是造成其金属设施损害的重要因素之一。近几年来设备的腐蚀问题严重而又突出,腐蚀加剧了设备及管道的损害甚至人员伤亡,带来惨重经济损失,同时威胁群众健康和污染环境,一系列问题使企业愈发的感到棘手。人们努力寻找防腐蚀的有效途径,随着各个领域科技的发展,人们对腐蚀监检测的相关技术有了更高品质的要求了,为适应这一新的形势,寻找新的突破口,就有必要就腐蚀监检测的有关概念和实际应用的关键问题进行探讨。
1 腐蚀监检测的意义及其目的
腐蚀监检测可以分为两大类:在线监测法和离线检测法。在线检测法是指在设备运行的过程中对设备腐蚀或破坏进行连续的系统测量,获得的是设备腐蚀过程的现象及有关信息,揭示腐蚀的过程,以便迅速判断设备的情况和所存在的隐患。,其主要目的是控制腐蚀的发生与发展,使设备处于良性运行。主要方法有:挂片法、电阻探针法、电化学法、磁感法等。离线检测法是指是在设备进行一定时期后检测有无裂纹、有无局部腐蚀穿孔以及剩余壁厚等,主要是防止突发事故,获得的是腐蚀结果。主要方法有超声波法、漏磁法等。
腐蚀监检测的目的包括:(1)使设备尽可能的保持最佳运转状态,从而提高生产效率,提升产品质量,延长设备的使用寿命。(2)预报适时维修需要,减少投资、操作、维修等费用。(3)保证设备的安全操作性能,保障工作人员生命财产,减少环境污染系数。(4)为腐蚀监检测的发展提供可靠数据,也为管理决策者提供参考。
2 腐蚀监检测的操作方法
2.1 在线检测方法
在线腐蚀监测技术的最大优点就是“在线”,能即使掌握腐蚀的速率,并且可全程追踪设备的某一特定位置的腐蚀速率或某一特征变量(例如pH值等)的变化情况,从而随时掌握设备的腐蚀状态,有效预防和控制设备的发生与发展,使得设备处于良好的可控制运行状态。今年来在线腐蚀监测方面也取得很大的突破行发展。在线腐蚀技术对于未来防腐的监测和管理的发展有很重要的意义。
(1)腐蚀挂片失重法:是在线腐蚀监测技术最基础也是最原始的技术之一。将已知重量的金属试样置于腐蚀系统中,经过一定时期的暴露后,取出清洗、称重,根据所置放的金属试样的质量变化,算出平均腐蚀率。其原理简单,被大多数现场人员接受。并且适用各种介质(即电解质和非电解质),监测周期1～6个月。
(2)在线电阻探针法:开始于20世纪50年代,由于引进了电子技术使连续在线监测成为现实。利用电阻探针测量金属元件的横截面积因腐蚀而减少所引起的电阻变化,既适用于液相中测量,也适用于气相中测量,因此它适用于各种介质,监测周期为几天。
(3)线性极化法:根据在腐蚀电位附近电流的变化和电位的变化呈线性反比关系,可测出腐蚀速率。线性极化法对腐蚀情况变化反响快,能获得瞬间腐蚀速率,比较灵敏,可以及时地反映设备操作条件的变化,是一种非常适用于监测的方法。该方法适用于电解质溶液中,监测周期短。
(4)定点测厚法:主要针对设备管线高温部位进行的定点定期测厚,值得注意的是在不同环境超声波的速度是不同的,测量时需要校正参数。测量周期为3个月。
2.2 离线监测方法
(1)超声波、导波检测法:利用探头发射超声波的反射变化,监测设备、管线是否存在空洞裂纹等缺陷。
(2)漏磁监测法:智能清管器是装有测量仪器并沿管线内部前进的运行工具。将一强磁场加到测量管线上,沿着管线表面检查漏磁特性的各种异常情况。在均匀壁厚的管中,探测元件得不到任何响应,但碰到金属缺损区域时,均匀的磁力线分布就会受到干扰,从而能够测得信号。因此利用智能清管器可有效检查管线内外表面的腐蚀问题。
3 建议和展望
(1)加强机械设备测厚和数据分析工作。
定点测厚对于发现设备、管道腐蚀减薄,是及时避免隐患的行之有效的监控措施。应在各个装置关键部位都需设有定点测厚点,建立装置定点侧厚布点图。同时根据测厚结果决定对于关键部位是否安装电阻探针、电感探针或者电化学探针,进行在线腐蚀监测。此外,应在高腐蚀设备及其部位,配合使用腐蚀挂片方法,更利于分析其腐蚀机制。
(2)加强腐蚀调查。
加强装置运行期间的腐蚀监测工作以及停工期间的腐蚀调查工作,以便积累监测经验和提升监测水准,利于数据的综合处理和异常情况的准确判断。
(3)加强在线腐蚀监测。
在积极开展在线监测这一过程中,既要加强对重点设备及其部位的在线腐蚀监测,也要介质参数的间接监测和腐蚀速率的直接监测有机结合。因为设备材质的腐蚀是在一定环境下进行的,介质变化是原因,腐蚀速率是结果。只有将两者结合起来协调的监测,才能找出腐蚀原因,使腐蚀得到更有效控制。
(4)建立综合防腐蚀监测体系。通过腐蚀综合监测体系的建立和运行,才能够摸清各个装置的腐蚀介质分布状况和腐蚀状态,以便于腐蚀监测资料的积累和管理,使我们能够不断加深和总结防腐蚀的经验与规律,为装置工艺的改造和采取防护措施提供科学可靠地根据,从而使防腐蚀工作更加有针对性的进行。
(5)1998年国内的一次防腐蚀工作会议中,介绍了日本千叶炼油厂建立了全厂腐蚀监测网,这个覆盖全厂的腐蚀监测网络为企业带来了安全生产十几年无事故。这一消息对国内的石油化工行业和腐蚀科技界产生了不小的震撼,也得到了许多启发,对推动国内的腐蚀监测向纵深发展起了不可低估的作用。
因此,腐蚀监检测将受到企业从上至下的普遍重视。预计在1～2年内国内将有5～10个企业建立起装置腐蚀监检测网,5～6年将有1～2个企业建立起全厂腐蚀监检测网,与此同时逐渐形成成套技术。腐蚀监检测必将为企业带来巨大的经济效益。
参考文献
[1]顾侃英.芳烃抽提中环丁砜的劣化及其影响[J].石油学报,2000.
关键词：集输系统；监测技术；垢下腐蚀；结垢速率
Abstract： Under-deposit corrosion as a special form of electrochemical corrosion， which will cause great harm， so far there still no such a scientific and feasible method to monitor its rate of formation effectively. In this paper， a method for monitoring the scaling rate of the gathering and transportation system has been conducted a scientific argument through the field monitoring sites and the lab "static state" hanging pieces comparative test research，the effectively monitoring of scaling rate of gathering and transportation system has been realized， which will definitely improve the under-deposit corrosion protective measures and provide a guarantee for the safety production of Zhongyuan oilfield.
Key words： gathering and transportation system；monitoring technology；under-deposit corrosion；scaling rate.
一 结垢监测技术国内外研究现状
结垢监测在国内目前基本处于一个尚未起步阶段，各油田也在积极探索监测结垢的方法。近年来一些增油措施如 驱油、空气驱油技术的应用，在生产系统内引进了 等结垢介质，使得结垢现象趋于严重，以致影响了正常生产。
目前，国内外多个石油公司对结垢机理及防治进行过较为深入的研究，但结垢速率的监测仍然是个空白点。在国内南京化工大学、兰州石油化工机械研究所、中科院和天津石化机械研究所等研究单位针对工业循环水开发过结垢监测仪器，其工作原理主要是利用化工传热原理实现对污垢热阻的监测。对于在油田的采油集输生产中遇到有结垢现象时，只是添加一些除垢剂进行防垢治理，其治理措施存在一定的盲目性和不确定性，且在一定程度上增加了成本的投入[2-4]。
二 典型案例
选取中原油田采油三厂明二联合站三相分离器垢下腐蚀穿孔现象分析，截止到2013年11月底，21台三相分离器本体因垢下腐蚀穿孔或外观缺陷进行的维修已累计达到90台次。其中：12台容器的筒体钢板进行了挖补维修，有5台容器的挖补维修已达3次；4台容器的封头因底部材质厚度不足以承压进行了180°的调换；11台容器的工艺接口进行了补强；18台容器的排砂包和引压管进行了多次更换或封堵。仅2013年1月～11月间，除更新过的6台分离器外，其余15台分离器维修施工就已经达到11次，严重影响正常产量分线计量，目前还有2台处于计划待修状态。从穿孔部位的内外表象看，其穿孔的主要原因是典型的垢下腐蚀造成的穿孔。
三 研究过程
（1）监测方式的确定
从利用结垢监测仪监测、利用不同孔径组合监测和挂片监测三种常用方法中分析：
1）结垢监测仪主要是利用化工物理传热原理对污垢热阻的监测，达到对管线内结垢量的监测，主要用于监测工业循环水的结垢，仅是对结垢量进行监测，对结垢速率无法量化。因此该方法可以作为参考佐证使用，而对于油田集输管线结垢速率的测定还不能完全采用。
2）利用不同孔径组合监测是经典结垢监测方法，对结垢速率的监测较为精确，但需要将管线内部规定部位横截面全部封堵仅留不同孔径畅通，通过一段时间的监测，根据各个不同孔径被结垢所封堵的程度计算结垢速率。该方法在试验室内可以实现，在生产实际中受现场工况制约无法实现，因此该方法只能作为研究使用，而不能在现场采用。
3）在集输系统中安装专用监测装置，用特殊工具取放试片的方法进行监测。该方法借鉴成熟的腐蚀监测方法进行的，只要试片选用得当，其操作性是很强的，可以采用。
（2）监测部位的选择
根据现场调研可知：油田集输管线的直径、变径、弯道及液体的流速、温度、压力等均会影响到结垢的形成，考虑到这些因素，监测部位应选择在集输管线较长水平直管段上，其水平直线长度不小于3米，这种部位应该可以代表系统的平均水平，同时要求监测装置应垂直安装在管线的上部；挂入的监测试片应尽量下到管内的下方，但不可与下部管壁接触，使其完全浸泡在流体中。试片在管线内应使其与管壁保持平行方向，以减少因阻力和涡流而产生的结垢，取得较为真实的结垢速率。
（3）监测试片材质及形态的选择
监测所用的试片应在不锈钢、耐蚀材料及与现场管线相同的材质中选择，为求监测结果与真实情况相近，应尽量设置与现场同等条件，因此应选用与现场管线相统一的材质加工试片。
试片的形态有光滑试片、带眼试片、圆形试片、管型试片等，但这些形态的试片因与现场工况均有相左情况，因此不可采纳，而应选用与现场管线内壁光洁度相同的试片，同时受监测工具的限制，其尺寸应规定为50×10×1mm，表面不易打磨，应略微粗糙，加工成与现场条件一致的试片。
（4）垢样的采集和处理
为保证垢样采集和运输过程中不缺失，在现场采集过程中将取出的试片用封口袋封存，这样试片上的垢样即使脱落也在封口袋中。待垢样试片取回试验室后，先用汽油或石油醚浸泡，但不能用毛刷或硬物刷洗，目的是为了将附着在垢样表面的油污清除，并保留完整的垢样。浸泡时间采用30分钟[6]，然后用无水乙醇浸泡脱水10分钟，脱水后烘干称重。这时得到的是试后试片及其所结垢样的总重量（如果要分析垢样成分，再用机械方法将多数垢样剥离但不可伤及试片，如果不分析垢样成分，可直接进行下一步）。将试后试片放入清洗液浸泡4小时后用清水清洗，再用无水乙醇脱水，然后用电吹风吹干称重得到试后清除垢样后的试片净重，如此就可以得到试后试片上垢样的结集量。
（5）平均结垢速率的计算
四 结论
通过现场监测点和试验室内“静态”挂片对比试验研究，中原油田集输系统所采用的结垢速率监测方法的科学性和良好的可操作性得到了验证。实现了对中原油田集输系统结垢速率的有效监测，中原油田垢下腐蚀防护措施得到了有效地改善，为油田集输系统的安全、高效、稳定运行提供了技术支撑，使油田防腐工作又上了一个新台阶，从而为油田的稳产增效提供了保障。
参考文献
[1] 高亚楠，汤天遴，李玉萍，赵景茂.中原油田集输管线腐蚀行为研究[J].石油化工腐蚀与防护，2003，20（3）：28.
[2] 左景栾，任韶然，于洪敏.油田防垢技术研究与应用进展[J].石油工程建设.2008，34（02）：7-8.
[3] 陈涛. 油田集输系统腐蚀结垢与防治[J]. 石油化工腐蚀与防护. 2011，28（02）：27-28.
[4] 舒勇，熊春明，张建军.高含水期油田集输系统腐蚀结垢原因及综合防治技术[J]. 腐蚀科学与防护技术. 2010（01）：67-70.
[5] SY/T 0600-2009，油田水结垢趋势预测[S].北京：国家能源局，2009.
[6] SY/T 5329-2012，碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法[S].北京：国家能源局，2012.
关键词：石油天然气管道;腐蚀防护;内腐蚀;外腐蚀;检测;监测
中图分类号：F406文献标识码： A 文章编号：
鉴于管道业的迅猛发展以及管道输送面临的严重腐蚀形势，管道安全成为首要问题，而恰当的管道防腐措施和可靠的防腐质量是保证管道安全的基础。因此，对于石油天然气管道，采取有效的腐蚀防护控制技术和腐蚀防护检测监测技术，十分紧迫。
1.油气管道腐蚀防护技术综述
石油天然气长输和集输管道的腐蚀形式可分为内腐蚀和外腐蚀。
1.1内防腐技术
石油天然气管道防腐用缓蚀剂的主要类别有:咪哗琳类、胺类(包括胺、亚胺、季胺、胺酞等)、有机磷酸盐类、吗琳类、炔醇类等等。这些缓蚀剂的共同特点是其分子的基本化学结构是由极性基与非极性基所组成。
1.2内涂层技术
经过几十年的应用发展，管道内涂层的涂料生产和施工技术已日趋成熟，我国也开展了大量的管道内涂层技术研究。但与国外相比，在涂料生产、涂覆工艺、施工机具、施工标准规范和涂层质量检验等方面还存在一定的差距。目前，石油天然气管道防腐蚀内涂层主要有环氧型、改进环氧型、环氧酚醛型、聚氨醋型或尼龙等系列的涂层。
1.3复合管技术
目前采用的复合管技术主要有玻璃钢内衬复合管，双金属复合管和陶瓷内衬复合管道。玻璃钢内衬复合管具有较好的防腐、防垢、耐温、抗蠕变等性能。双金属复合管既大大提高了钢管的耐腐蚀性能，又保留了钢管的机械强度。陶瓷内衬复合管具有良好的耐蚀、耐磨、耐高温及高强度等性能。
1.2外防腐技术
外防腐技术主要包括防腐层和阴极保护。目前，国内外常用的防腐层主要有环氧粉末、煤焦油瓷漆、聚乙烯、环氧煤沥青和石油沥青;阴极保护方法主要有牺牲阳极、外加电流和排流保护。
2油气管道腐蚀防护检测监测技术应用现状
油气管道腐蚀防护检测监测技术包括环境腐蚀性检测、外防腐层检测、阴极保护效果检测、环境应力腐蚀开裂检测、管道本体腐蚀检测以及管道变形监测技术等。
2.1环境腐蚀性检测
埋地油气管道的环境腐蚀主要包括土壤腐蚀和杂散电流腐蚀。对于土壤腐蚀性检测，主要集中于确定土壤腐蚀性的单项评价参数及其测量手段和建立各种管材的土壤腐蚀模式与规律;对于杂散电流腐蚀性工程检测，通常采用管道对地电位的偏移量或管道附近土壤中的电位梯度来判断杂散电流的影响。在“十二五”期间，国家“油气管道用高强钢寿命预测关键技术研究”课题(以下简称863课题)，将开展典型酸碱性土壤环境油气管道用高强钢腐蚀评价方法研究和应力作用下高强钢油气管道直流杂散电流腐蚀评价方法研究。
2.2外防腐层不开挖检测评价
外防腐层的破坏主要有破损和剥离两种形式。外防腐层破损检测技术相对成熟，不开挖检测的常用技术包括交流电流衰减技术、密间隔电位测试(CIPS)、人体电容法(Pearson)、直流电流电压法、直流电位梯度法(DCVG)等。目前研究的重点在于防腐层剥离的检测评价。
2.3阴极保护系统检测评价
在阴极保护状况检测方面，主要包括管地电位测量和管道沿线电位分布。管地电位测量的关键在于分析和消除IR降误差，常用的方法是断电测量法和近参比法。管道沿线阴极保护电位分布模式已有不少国内外研究报道，但相关理论尚需完善。在“十二五”期间，863课题将开展不同土壤电阻率条件下油气管道用高强钢外防腐层与阴极保护联合保护准则研究。
2.4环境应力腐蚀开裂评价
环境应力腐蚀开裂(SCC)事故具有突发性，是灾害最大的腐蚀形态之一。对土壤环境，目前可确定的see有高pH值see和近中性pH值see两种。它们的发生介质条件与实际土壤有关，国外采用不同的模拟介质研究不同土壤环境下的SCC，已经建立起一套适合国外土壤环境的标准方法体系。国内在效仿国外研究思路的基础上做了一定量的SCC研究，但对适合我国土壤环境SCC研究方面尚需完善。在“十二五”期间，863课题将开展油气管道用高强钢环境应力腐蚀寿命预测方法研究。
2.5腐蚀防护系统综合评价
在腐蚀防护系统综合评价方面，发达国家已建立了遥测和计算机管理等管道综合评价系统。该系统除具有存储数据功能外，还具有分析判断管道腐蚀、外防腐层老化、破损点、管体安全裕量等功能。我国针对埋地钢质管道腐蚀防护系统，研发了一些专项综合评价软件。
2.6管道本体腐蚀检测技术
管道本体腐蚀检测包括内腐蚀预测技术、智能内检测技术以及管体腐蚀外检测技术三大类。国内外在方法和检测仪器等方面进行了大量的研究和应用，
不断涌现出新的管体腐蚀检测技术。
2.6.1内腐蚀预测技术I5]
油气管道内腐蚀通常是局部腐蚀，虽然具有随机性，但其分布存在一定的规律性，通常受输送介质的腐蚀性、管件的结构形状以及具置的流速、流型等影响。因此，分析管道的冲蚀规律，确定管系的最薄弱位置并预测管道的腐蚀速率，十分必要。国外开展了大量的内腐蚀预测研究，提出了电化学腐蚀与磨耗之间的协同效应等理论，已制定了干气内腐蚀直接预测标准和净化原油内腐蚀直接预测标准。国内在这方面起步较晚，“十二五”期间，863课题将开展油气管道高强钢内腐蚀寿命预测方法研究，将填补长输管道内腐蚀预测技术的空白。
2.6.2智能内检测技术
管道内检测技术包括漏磁检测、超声检测、涡流检测以及电磁超声检测技术等。其中，漏磁检测技术是应用最广泛、最成熟的铁磁性管道缺陷检测技术。目前，国外90%以上管道内检测设备采用漏磁检测技术，该技术已趋于垄断化，国外公司已不再单独出售检测设备，仅提供管道内检测服务，且价格十分昂贵。我国的一些科研单位和研机构已开展了该技术的相关理论和仿真方面的研究。目前，我国的管道内检测技术已经进人实用化阶段，但在裂纹和轴向缺陷检测、内检测器速度补偿、缺陷准确识别和定位等方面，与发达国家相比尚有差距。
2.6.3管体腐蚀外检测技术
管体腐蚀外检测技术除了常规的无损检测方法外，还包括一些新技术，如场图像技术、磁力断层摄影技术、PFC射线测厚技术、涡流检测技术、CMOS缺陷成像技术、TOFD超声波成像检测技术、超声相控阵超声波成像技术等。近年来，逐渐发展到管道腐蚀形貌检测技术，如荷兰RTD公司生产的激光管线探测工具(LPIT)是一款采用激光技术直接检测和测量管道腐蚀形貌的测量仪器，具有测量速度快、测量精度高的特点，该工具通过8个激光束来测量和绘制管线表面的腐蚀点;美国西南研究院研制了利用阵列涡流技术检测腐蚀形貌的仪器，该仪器利用涡流探头阵列，根据管壁表面提离距离的不同，来确定腐蚀深度。目前，我国尚没有管道腐蚀形貌检测技术的相关研究报道。
2.7管道腐蚀监测技术
针对不同的腐蚀环境，人们研究了各种各样的管道腐蚀监测技术。早期的腐蚀监测方法有监测孔法、挂片失重法等。为了及时发现腐蚀造成的破坏，发展了现代监测技术，如超声波法、电阻法、电偶法、声发射法、射线技术以及各种探针技术等。近年来又出现了许多新的监测技术，如线性极化技术、交流阻抗技术、电感法、恒电量技术、电化学噪声技术、场图像技术、薄层活化技术、氢传感器以及基于阵列电极的内腐蚀外监测技术等。
3结束语
管道输送由于其成本低、效率高以及地域适应性强等优点，必将得到迅猛发展，而管道安全保障的需求也将日益增强，管道腐蚀防护相关技术的应用需求也将随之提高。通过对石油天然气管道腐蚀防护相关技术研究进展的分析，对于油气管道腐蚀防护，我国在基础理论以及检测方法研究和新技术应用等方面均开展了大量的、系统性的和关键性的重大科技攻关，相关科研成果已得到广泛应用。
参考文献
1.张天胜.缓蚀剂[M.北京:化学工业出版社，2008.
关键词：石油化工；设备运行；可靠性
中图分类号： TU276.7 文献标识码： A 文章编号：
石油化工企业具有产品生产工艺复杂，石油化工装置的介质复杂，维修保管不易，技术含量高，易损坏设备，设备种类、规格繁多，石油化工企业设备投资巨大等特点。可以看出，石油化工企业在生产的连续性和稳定性上尤其重视。另一方面，石油化工企业的生产工艺对设备的要求很高，设备运行的可靠性直接地影响了装置连续稳定的运行，从而会直接或者间地带给企业巨大的损失。所以提高设备运行的可靠性，对于石油化工企业来说显的尤为重要。
一、设备运行可靠性
可靠性是指产品、系统在规定的条件下，规定的时间内，完成规定功能的能力。这里的产品可以泛指任何系统、设备和元器件。产品可靠性定义的要素是三个“规定”：“规定条件”、“规定时间”和“规定功能”。可以从以下几点判定设备的可靠性:规定条件：设备所处的环境条件、使用条件、维护保养条件等；规定时间：一般意义下工作时间越长，可靠性越低。设备可靠性虽然强调了时间这一因素，但是产品的质量性能指标却不包含时间这一因素。所以，设备可靠性与其它技术性能指标的根本区别就是在规定时间内评价其优劣；规定功能：设备应具有的主要技术性能指标的综合评价。如何提高设备的可靠性呢？通俗意义上讲，维修是保证设备可靠性的主要手段。维修分为维护和修理，细化的可以分为设备监测和设备维护两种手段。维修效果直接关系着设备的可靠性，可以保证系统的有效度。提高可靠性，能延长系统使用时间，提高维修性，可以缩短停留时间，提高企业生产效率。下面将从设备监测及设备维修的角度详细的阐述如何提高石油化工企业设备运行的可靠性。
二、设备监测
实施设备监测可以保证设备的维修保养，可以使管理者掌握设备运行状态、缺陷情况、设备存在的隐患，帮助管理者选择适当的维修方式，在适当的时机对其进行维修，保证其可靠连续运行。石化企业的高风险设备主要有特种设备、工艺设备、大型机组等。目前，在石油化工企业对设备运行的监测方法有RBI（基于风险的检验）、MCM (腐蚀监测)和OMD (大机组在线监测与诊断)等。
1 RBI---基于风险的特种设备检验方法
基于风险的检验是指通过风险分析找出工厂的高危害风险装置，通过RBI 定性分析来确定装置中重要设备的风险，通过RBI 定量分析并计算出设备风险，再根据风险排序进行可能性分析和后果分析。根据风险分析结果，调整检验并制定维修计划，最后制定“系统方法”管理可能引起的风险，进而减少不必要的检验，从而达到减低风险和节约成本的目的。
2 MCM 工艺设备、管线腐蚀监测方法
工艺设备是国内石化企业中故障率最高的设备，腐蚀是造成设备出现故障的基本原因。因此，对该类设备运行的管理主要是设备腐蚀管理。目前，工艺设备腐蚀监测较多采用以下方法:
3 定点测厚法
即对工艺设备和管线进行大规模定点测厚。在易腐蚀部位固定一点，分频次、连续在线测厚。然后根据测厚结果和原始厚度来判断其减薄量，从而从其减薄趋势确定修理周期，并及时发现故障发生的隐患，确保工艺设备的正常运行。
4 电阻探针在线腐蚀监测
即在工艺设备的易腐蚀部位安装腐蚀探针，以此实时测定腐蚀率，同时把监测数据递交给计算机系统，通过计算机对监测数据进行处理，对隐患部位给出诊断报告，最后提出修理建议。
5 腐蚀介质分析监测
设备中流动的化学介质是造成设备腐蚀的主要原因，定期定量地对介质中的腐蚀物浓度和腐蚀产物浓度进行分析监测，可以预测腐蚀状况，以方便查找腐蚀原因，从而能够相应的采取措施控制腐蚀事故的发生。
6 OMD 大型机组的在线监测及诊断方法
大型旋转机械在石化企业中占据重要地位，而其功率大、转速高、流量大、结构复杂、仪表繁多，检修要求高。所以在运行环节稍有不当，就会造成机组在运行时发生各种故障。大型机组本身的价格昂贵，故障停机会引起生产线的全面停产，会给企业、社会、国家造成巨大的损失。大型机组的在线监测及诊断基本的程序应当分为以下几点：选择受控设备、确定监测等级、建立预知维修体系、制定监测标准实施监测诊断、提出预警报告、缺陷治理。合理的运用大型机组的在线监测及诊断可以达到：可以对设备运行中的各种异常状态作出及时、正确、有效的判断，从而预防和消除故障，进而将故障的危害性降低到最低程度；可以确定合理的故障检修时机及项目，从而合理的延长设备的使用寿命、降低维修费用和减小误工损失；可以通过状态监测，为设备的技术改造和优化提供数据和信息。
三、设备维修
1 维修的重要性
维修是指为了保持和恢复设备良好状态，延长设备使用寿命而进行的活动，主要分为维护和修理。这里的维护是指为了保持设备良好状态所做的一切工作；修理是指恢复设备良好状态所做的一切工作。维修对设备运行的可靠性有着重大的意义：维修能提高设备的完好率，延长设备的使用寿命，从而能增加产品数量，提高产品质量；维修能改善设备的使用率，使企业生迅速健康发展；维修是一种隐性的、面向未来的投资，在一定周期内不仅可以收回维修投资成本，还能增值。
2 维修的分类
随着工业的发展，维修的种类不断的完善和细化。维修主要分为以下几种:
2.1 预防性维修
预防性维修是指通过对设备的检查、检测，发现故障隐患以防止故障发生，使设备保持在规定的状态所进行的各种维修活动。主要方式有定期维修、视情维修和定期保养。定期维修是指设备使用到规定的时间时予以拆修，使其恢复到规定的状态；视情维修是指经过一定时间后，将记录到的设备运行状态与使用标准进行比较，从结果来决定设备是否继续工作到下一个检查期；定期保养是指通过擦拭、清扫、、调整等一般方法对设备进行护理，以维持和保护设备的性能和技术状况。
2.2 修复性维修
修复性维修是指设备发生故障后，使设备恢复到规定的状态所进行的维修活动，主要方式有事后维修和状态监控维修。事后维修是指设备发生故障或者性能下降并于合格水平时采取的非计划性维修，或对事先无法预计的突发故障采取的维修；状态监控维修是指通过积累故障信息，进行故障原因和故障趋势分析，对设备可靠性水平连续监控的维修。状态监控维修不规定设备的使用时间，能充分的利用设备寿命，降低维修工作量，是很经济的维修。
2.3 改进性维修
改进性维修是利用完成设备维修任务的时机，对设备进行改进或改装，以提高设备的固有可靠性、维修性和安全性水平的维修，主要分为改善性维修和无维修设计。改善性维修是指为消除原设计和制造上的缺陷，结合设备修理进一步提高其可靠性、维修性和经济性的改良；无维修设计是指在设计时即给设备的维修性以理想化设计，在使用寿命到期前无维修，产品能一次性使用至报废。
2.4 综合性维修
综合性维修是利用上述各种维修方式所组合起来、取长补短进行的维修。例如事后维修和定期维修共同实施。
3 维修方式的选择
合理的维修方式的选择能在产生最少的费用的同时取得最好的修理效果。每一种维修方式都有它的优点和缺点，企业应从生产特点、设备特点、故障规律、资金情况择优选用。故障可以分为规律性故障（磨损程度与时间有关）和随机故障（发生故障的概率与时间无关）。另外，这两种故障中，还包含有发展期和无发展期的两种故障。同时存在规律性并且有发展期的故障，故障发展过程有征兆，可以预测、观察和记录，故适合采用状态维修；规律性但无发展期的故障，适合按设备的使用寿命期采用定期修理或者采用事后维修；偶发性并且有发展期的故障，如轴承，某个轴承出现故障是随机的，但它是有发展期的，可检测出其故障征兆及时维修或更换，所以应当采用状态维修；一些易于更换或修理的零部件，所用修理、更换时间短、损失不大，故应该选择事后维修方式；偶发性但无发展期的故障，因无从得知其将要发生故障，只有采用事后维修，但对于重点设备，突然停机损失较大，应设置备用机器，出现故障时可立即更换或代用，直到故障排除为止。改进性维修侧重在改善原有设计的结构、零部件等的功能，可以在使用其它维修方式的同时使用，即在预防维修和事后维修的同时排除故障或者改进性能。
四、结语
在石油化工企业中，最重要的就是如何搞好设备管理，保证设备长期稳定运行，即提高设备的可靠性。本文阐述了石油化工企业设备运行可靠性的意义，并从设备的监测和维修角度来阐述了如何提高石油化工企业设备运行的可靠性。在设备监测这一章节里，介绍了RBI、MCM、OMD 三种状态监测法；在设备维修这一章节里，详细的介绍了当今设备维修的分类，并介绍了对于不同的企业，不同的工艺维修方式的选择。合理的运用设备监测及设备维修，可以提高石油化工企业设备运行的可靠性，从而使企业能够健康、连续、效率的运行。
参考文献
[1] 梁工谦. 可靠性与维修性概论. 西北工业大学讲义,1992.
[2] B.依德哈玛. 维修与可靠性. 机械工业出版社,1985.
[3] 陈德兀. 设备管理与维修信息系统原理及应用. 机械工业出版社, 1991.
为了更好地加强化学工业废水处理设备防腐工作的开展，在意识到加强对其防腐蚀的必要性的基础上，就应认真分析和总结在化学工业废水处理过程中设备防腐蚀存在的不足及成因，才能更好地采取有效的措施予以应对。
1.1工业废水处理过程中设备防腐蚀存在的不足
在废水处理过程中对设备的防腐问题存在的不足主要表现在以下三个方面：一是在火电厂日常生产过程中，受到运行工况和方式的影响各项生产工艺指标难以严格的得到控制，例如温度、流速、介质的浓度等，这就给设备腐蚀创造了各种条件。二是在管道防腐蚀设计中，往往只注重如何选材以及强度、工艺和防腐蚀技术的设计，但是往往没有结合实际情况考虑到管道所在的环节、温度和耐腐性能等因素，而这些因素又是导致腐蚀出现的主要原因。三是在处理酸碱浓度较高的废水时，因为酸碱中和具有较强的特殊性，且酸碱量中和过程中难以对其进行定量的控制，难以掌握中和程度，酸碱量过量和中和不均匀等问题的存在，导致pH值不达标而腐蚀，最终为设备事故的出现埋下隐患。
1.2工业废水处理过程中设备防腐蚀不足的成因
一是针对酸碱中和池出现的腐蚀问题，主要是因为在建设酸碱中和池时，材料的厚度和勾缝设计没有符合实际需要，很多防腐蚀用的花岗石的厚度往往利用普通材料替代，而这就会导致石材的缝隙难以填满，最终出现酸碱腐蚀性的渗漏，加上在处理酸碱池泄露事故时往往难以彻底的修复，尤其是在对基层腐蚀情况进行检查时，往往敷衍了事，加上设计布局的合理性差，一般以全封闭和加盖的结构，而没有考虑腐蚀因素，最终导致池体下陷。二是针对管理防腐蚀处理不到位的问题，主要是因为在防腐蚀处理过程中往往偷工减料，而且在验收管理时往往敷衍了事，而这就会加剧管理腐蚀处理的难度。三是针对循环水加酸系统腐蚀处理不到位的问题，主要是因为加酸处理环节往往忽视加水，最终出现腐蚀问题。尤其是对火电厂而言，其循环水加酸系统擦用浓硫酸储存罐作为其压力容器，在设计过程中没有考虑操作环境对其带来的影响，而浓硫酸的腐蚀性较强，若选用一般碳钢材料，将会导致其被氧化和腐蚀，进而影响整体结构，加上在安装过程中往往安装不规范，加药量难以得到有效的控制，最终影响其pH值的正常。
2火电厂工业废水处理设备防腐蚀工艺探索
通过上述分析，我们对工业废水处理过程中设备防腐蚀存在的不足及成因有了一定的认识，那么作为新时期背景下的火电厂，在工业废水处理过程中如何预防处理设备的腐蚀呢？我们将从以下四个方面的工作进行讨论：
2.1针对酸碱中和池的防腐蚀工艺探索
由于酸碱中和池腐蚀问题的存在，将会极大的影响工业废水处理成效。因而为了更好地解决这一问题，作为发电厂必须切实做好以下三点防腐蚀工作：一是建设酸碱中和池时，应重点检查树脂胶泥接层的厚度，确保接缝黏结牢固，并采取接缝黏合技术，才能更好地确保防腐蚀的长期性。二是在酸碱中和池运行过程中，一旦出现泄漏，就应及时地加强对其的修复，及时地打开被腐蚀的防腐蚀层，重点检查和修复混凝土基层。三是在布局设计过程中，在施工之前就应科学合理地设计，及时地找出内部存在的腐蚀问题，并针对此制定相应的预案，为整个处理成效的提升奠定坚实的基础。
2.2针对管道的防腐蚀工艺探索
由于在化学工业废水处理过程中，经常出现设备或管道腐蚀严重的情况，所以在确保工程质量的同时，还应加强现代防腐蚀技术的应用，着力解决设备和管道的腐蚀问题，并严格按照设备和管道安装工艺流程进行安装，尽可能地选择耐腐蚀性的材质，确保其使用寿命得到有效的提升。
2.3针对酸碱系统的防腐蚀工艺探索
酸碱系统的防腐工作是整个工业废水处理系统防腐蚀的重点所在，所以作为发电厂必须高度重视。所选的容器材料应以具有较强的耐腐蚀性，例如PVC材料、钢衬胶材料等。而在选用酸碱液输送管时，同样应考虑其材质问题，尤其是其外部的防锈和内部的保温。在酸碱系统进行防腐蚀时，主要以湿法脱硫防腐蚀工艺为主，在实际应用过程中，主要选取镍基不锈钢、玻璃钢、玻璃鳞片树脂、橡胶、塑料、陶瓷等，尽可能地选取具有较强整体性和没有接缝以及防腐蚀性能较强的材料，例如整体玻璃钢管道，就是一种有效的选择。其中，在脱硫区域的防腐工作中，以吸收塔喷淋层支撑梁的防腐蚀为例说明。由于浆液的不断冲刷，支撑梁防腐蚀层经常出现磨损，导致支撑梁的腐蚀、漏液，腐蚀严重时只能停机检修对整根梁体进行更换。为了避免支撑梁损坏，防腐蚀设计时应有针对性的加装防冲刷护板，提高其抗磨损腐蚀的可靠性，并设计加装吸收塔喷淋层支撑梁的腐蚀监测装置，以及时发现塔内梁体的异常情况。
2.4加强设备防腐蚀监测系统的建设
由于火电厂工业废水处理设施的工作频率较高，所以即便采取了上述防腐蚀工艺，能在一定程度上预防其腐蚀程度的加重，还能缓解设施腐蚀速度，但是采取人工检测的方式，往往难以及时高效地发现存在的腐蚀情况，也不能掌握腐蚀的程度，所以作为发电厂应加快设施防腐蚀监测系统的建设。整个设施防腐蚀监测系统应包含数据采集器、电流中断器、测试探、里程记录器以及计算机，从而利用其实时在线监测腐蚀情况，并根据腐蚀情况进行针对性的处理，才能从传统的被动防腐到主动防腐，提高防腐功效。
3结语
关键词：预处理；腐蚀；原因；措施
中图分类号：F41 文献标识码：A
1概述
本装置由中国石油华东勘察设计研究院设计，属于中国石油呼和浩特石化公司500×104t/a炼油扩能改造项目之一。本装置由66万吨/年预加氢部分，60万吨/年重整反应部分及454千克/小时催化剂连续再生部分、重整油分馏部分和公用工程部分组成。设计加工我公司常减压装置直馏石脑油、直柴加氢精制石脑油和催柴加氢精制石脑油。主要产品有高辛烷值汽油（RON102）组份、C6组分、戊烷油、氢气、液化气和燃料气。其中预处理系统包括预加氢、蒸发脱水和预分馏等工艺过程。目的是从原料油中切取适宜重整工艺要求的馏分，脱除对重整催化剂有害的杂质及水分，使之满足连续重整催化剂的要求。预加氢部分采用先加氢后分馏的技术路线，以降低轻石脑油的硫含量，正常情况下原料的预加氢仅考虑处理直馏石脑油，反应部分采用氢气循环流程。为了增加对原料的适应能力，增上了脱氯反应器，原料氯含量的设计值为2ppm。氯离子对设备腐蚀较为严重，在兄弟单位也发生过许多氯腐蚀设备导致停工的事件，本文对预处理系统的腐蚀原因进行了分析，同时提出了根本解决预处理系统腐蚀问题的措施。
2预处理工艺原理及流程简述
预加氢作用是除去原料油中的杂质，生产出合格的精制油，从而满足重整催化剂对原料的要求。原理是在催化剂和氢气的作用下，使原料油中含硫、氮、氧等化合物进行加氢分解，转化生成H2S，NH3和H2O，然后经高压分离器和蒸发脱水塔除去H2S，NH3和H2O；烯烃经加氢生成饱和烃；砷、铜、铅等金属化合物经加氢分解后，砷、铜、铅等金属被催化剂吸附而除去。
a. 脱硫反应
RHS + H2RH + H2S
RSR'+ 2H2RH + R'H + H2S
RSSR' + 3H2 RH + R'H + 2H2S
b. 脱氧反应
RO + H2R + H2O
c. 脱氮反应
RNH2 + H2 RH + NH3
d. 脱卤素反应
RCL + H2RH+HCL
e. 烯烃饱和反应
CnH2n + H2CnH2n+2
f. 化学吸咐
主要指有机或无机砷化物等金属杂质在催化剂活性组分及担体上发生化学吸咐作用，从而达到脱除原料中的金属杂质的目的。
由常压来的直馏石脑油在边界外与少量直柴加氢精制、催柴加氢精制石脑油混合后，一起进入预加氢原料缓冲罐（V-101），缓冲脱水后在流量控制下经预加氢进料泵（P-101A/B）升压后与循环氢混合，经预加氢进料换热器（E-101A～D）壳程与反应产物换热，并经预加氢进料加热炉（F-101）加热升温至反应温度后进入预加氢反应器（R-101）。原料油在催化剂和氢气的作用下进行加氢精制反应，脱除原料中的有机硫、氮、氯化合物和金属杂质，并使烯烃饱和。反应产物经高温脱氯反应器（R-102）脱除其中的氯后，进入预加氢进料换热器（E-101A～D）管程和进料换热，并与来自预加氢注水罐（V-107）的除盐水经预加氢注水泵（P-108）升压的除盐水混合洗涤产物中的丙烷盐，再经预加氢反应产物空冷器（A-101 A/B）和预加氢产物后冷器（E-102）冷凝冷却后进入预加氢产物分离罐（V-102）。反应产物在预加氢产物分离罐（V-102）中进行气液分离，氢气从顶部引出与来自重整部分的补充氢会合后进入预加氢循环氢压缩机入口缓冲分液罐（V-103）除去携带的液体，进入预加氢循环氢压缩机（K-101A/B）升压后循环至反应系统；液体产物从预加氢产物分离罐（V-102）在液位控制下分别经过汽提塔进料/塔底换热器（E-103A～D）管程与塔底物流换热后进入汽提塔（C-101）进入预处理分馏系统。
3预处理系统腐蚀原因
在上述预处理反应原理中可以看出，原料通过加氢反应生成了H2S、HCL、NH3、H2O等腐蚀介质，虽然装置设有脱氯反应器，但脱氯反应器脱氯剂床层的高径比不足3（接近3），设计原料氯离子含量为2ppm，当脱氯剂空速较高或原料氯含量较高时容易造成氯穿透。当H2S和HCL在气体状态时是没有腐蚀性的，或者说腐蚀性很轻。但在冷凝区出现液体水后，便形成了腐蚀性极强的HCL-H2S-H2O的腐蚀体系。而且由于H2S和HCL互相促进构成的循环腐蚀会导致更严重的腐蚀破坏。反应式如下：
2HCL+Fe=FeCL2+H2
FeCl2+H2S=FeS+HCL
H2S+Fe=FeS+H2
FeS+HCL=FeCL2+H2S
如此循环反应大大加速了腐蚀过程，已经有实验证明，在高温下0.5%HCL的H2S饱和溶液中，腐蚀速度比无HCL的腐蚀速度快20倍。
同时，HCL与NH3反应生成氯化铵盐又形成垢下腐蚀，即：NH3+HCL=NH4CL
生成的NH4CL在213℃以下可以变成固体的NH4CL沉积在金属表面，NH4CL吸水性强，从而在NH4CL垢层下与金属接触形成湿层，并在此发生水解反应：
NH4CL+H2O=NH4++OH-+HCL
生成的HCL又与FeS保护膜发生反应，破坏FeS保护膜，进一步产生腐蚀。
4预处理系统易发生腐蚀部位及设备
综上所述，结合预处理流程总结出几处极易发生腐蚀的部位：
（1） 连续重整装置预处理单元进料换热器E-101A/B/C/D。
（2） 连续重整装置预处理单元产物空冷器A-101A/B。
（3） 连续重整装置预处理单元汽提塔顶空冷器A-102A/B。
（4） 连续重整装置预处理单元产物后冷器E-102。
5应采取的措施
5.1间断注水改为连续注水
在预加氢部分出现铵盐堵塞初期，设计采用间断注水冲洗的办法，即压降上升铵盐堵塞后进行水冲洗，压降恢复正常后停止水冲洗。但这样容易在局部部位形成高浓度的氯离子，造成更严重的腐蚀。而当没有水冲洗时，由于加氢反应过程中产生了水，极易造成垢下腐蚀。据资料介绍，设备垢下腐蚀的腐蚀速度是均匀腐蚀的20倍。建议将间断注水冲洗改为连续冲洗。
5.2加强对原料氯含量检测频次
对原料的杂质分析进行跟踪监测，因现预处理是常压直馏石脑油直供，故应增加采样化验频次。抓住源头，提早作出相应的工艺改变。当脱氯剂的计算氯容接近脱氯剂的穿透氯容时及时更换脱氯剂。还应在预加氢产物分离罐（V-102）水包出口增加pH值在线监测仪。
5.3增设在线腐蚀监测系
在易发生腐蚀部位增设在线腐蚀检测系统，目前炼油行业的腐蚀监测方法以电感和pH监测为主，中石油、中石化、中海油所属炼油厂，设备腐蚀监测的覆盖率已经很高，基于设备腐蚀特点，以常减压的腐蚀监测为必须，适当在催化、重整，乃至全厂的腐蚀监测系统也已经有较大普及。在线腐蚀检测系统的增设可以尽快掌握易腐蚀部位设备均匀腐蚀或局部腐蚀情况，及早在工艺上作出改变。
5.4对多次腐蚀堵塞的设备增加副线便于不停工处理问题
可对易腐蚀设备增加副线，在发生腐蚀或铵盐阻塞时可切出处理。在空冷器出入口增加阀门，其中一台出问题可切除系统之外进行处理。此举可保证装置长周期运行。
5.5可对易铵盐结晶设备定期进行压差检测
可定期对设备出入口进行压差检测，检测出设备压降，通过比较前后数据或与设计值对比判断此设备铵盐结晶严重程度。
5.6保持精细平稳操作
严格遵守操作规程，在设计参数下和工艺卡片指导下进行装置开停工操作和正常温度、压力等工艺指标的调整。保证装置平稳操作，减少操作波动，对设备安全运行意义重大。
结语
预处理系统的腐蚀是炼油企业经常遇到的问题，处理和防护不好将严重影响装置的安全和平稳生产。这除了在设计阶段应考虑并采取相应措施，也取决于操作及管理人员的技术水平和业务素质。在日常的生产运行管理中应认真做好以下几个方面的工作：（1）加强对原料油及补充氢中氯化物的检测。（2）加强对装置易腐蚀部位的在线检测。（3）密切关注产物分离罐中酸性水的pH值，以便调整注水量。（4）加强日常设备巡检维护，及时发现问题及时处理，避免事故进一步扩大。
参考文献
[1]王智. 连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护[J]. 石油化工腐蚀与防护，2005.
关键词：CO2腐蚀 影响因素 腐蚀机理 防腐 配套技术
一、CO2对油套管腐蚀的现状
CO2对钢铁设备的腐蚀的形态可分为全面腐蚀（也称均匀腐蚀）和局部腐蚀两大类。形成全面腐蚀时，金属的全部或大部分表面积上均匀地受到破坏。形成局部腐蚀时，钢铁表面某些局部发生严重的腐蚀而其它部分没有腐蚀或只发生轻微的腐蚀。点蚀属局部腐蚀，点蚀出现凹孔并且四周光滑；台地侵蚀属均匀腐蚀，会出现较大面积的凹台，底部平整，周边垂直凹底；但在流动条件下，流动会诱使台地侵蚀出现局部腐蚀形成凹沟，形状呈平行于物流方向的刀线槽沟。
整个油管腐蚀得千窗百孔，形同筛网。从内侧表面可明显看出有平行于油流方向的槽沟和凹孔，充分表明了存在严重的流动诱使局部腐蚀和点蚀的现象，说明了油管在发生全面腐蚀的同时，又产生了严重的局部腐蚀。
二、CO2腐蚀机理
干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的。CO2较易溶解在水中，而在碳氢化合物（如原油）中的溶解度则更高，气体CO2与碳氢化合物的体积比可达3比1。当CO2溶解在水中时，会促进钢铁发生电化学腐蚀。并在不同的温度等条件下产生不同形式的腐蚀破坏。因此，根据腐蚀破坏形态，可以提出不同的腐蚀机理。下面以碳钢和含铬钢的CO2腐蚀为例来进一步阐述钢铁在CO2介质中发生腐蚀的基本原理。前述分析说明，从大体上来说，CO2腐蚀可以分为全面腐蚀和局部腐蚀两大类，且随着温度等不同有不同的腐蚀形态。根据金属表面产生的腐蚀破坏形态，可以按介质温度范围将腐蚀分为三类：在温度较低时，主要发生金属的活性溶解，为全面腐蚀，而对于含铬钢可以形成腐蚀产物膜。在中温区，两种金属由于腐蚀产物在金属表面的不均匀分布，主要发生局部腐蚀，如点蚀等。在高温时，无论碳钢还是含铬钢，腐蚀产物可较好地沉积在金属表面，从而抑制金属的腐蚀。
三、CO2腐蚀的防护措施
1.采用抗CO2缓蚀剂
针对CO2驱腐蚀问题和采油院防腐所结合力度，复配高效抗CO2缓蚀剂，通过室内实验，筛选出了CO2注采井的高效缓蚀剂，绝对腐蚀速率均小于0.125mm/a，缓蚀效率91%～99%。并在现场CO2驱试验区采油井中添加，其浓度为50～200μL/L，采用油管内、外监测挂环监测油管腐蚀速率，结果表明，井下油管腐蚀速率仅为0.01-0.001mm/a，具有良好的防腐效果，满足CO2驱采油井的防腐要求，保证了采油井的正常生产。
2.完成连续加药技术的研究应用
为了保证加缓蚀剂的连续性，提高防腐效果，采用连续加药装置，通过在P1-152、PX1-54井，连续近4个月的400多个监测结果分析，腐蚀得到进一步控制，延长检泵周期。
3.研究了玻璃钢尾管加深至油层上界、配套缓蚀剂加注工艺
针对常规的油井生产管柱，在实施加CO2注采井的高效缓蚀剂时，只能保护泵吸入口以上生产管柱和套管，特别是抽油泵入口以下套管腐蚀还未得到有效防治，造成套管腐蚀套漏，甚至造成报废。为此，我们在管柱上采取加深尾管至油层上界，保证在加缓蚀剂对整个井筒都起到保护作用，同时，还将尾管更换成耐腐蚀性强的玻璃钢油管，减少因尾管腐蚀断造成井下落物事故。
4.玻璃钢四寸套管+金属防腐四寸套组合防腐技术
P1-67是CO2驱先导试验的第一口见效井，见效后，套管因腐蚀造成套漏严重，无法正常生产而关井。为了恢复这个井点，引进了玻璃钢套管工艺技术，利用玻璃钢套管具有强度高、耐腐蚀性能好、绝缘性能好、不结蜡、使用寿命长的特性。通过玻璃钢四寸套管+金属防腐四寸套组合技术，并且在P1-67井成功应用，使该井开井后生产正常，目前日产液39.0t，油0.2t，含水99.4%，日产气518m3，产出气二氧化碳含量68.6%，产出水矿化度18×104mg/l，该井恢复正在生产。
四、现场应用情况及效果
2013年以来共在P1-152、P1-301、P1-310、PX1-54、P1-349等12口井利用连续加药装置、实施连续加CO2注采井的高效缓蚀剂；在P1-152、PX1-54、P6-5911等6口井实施玻璃钢尾管加深至油层上界、配套缓蚀剂加注工艺；P1-67井实施玻璃钢四寸套管+金属防腐四寸套组合防腐技术；对CO2驱对应的21口油井，用腐蚀挂片监测法实现了油井油管内及油、套环形空间腐蚀数据的采集，达到了腐蚀风险评估和预警的目的。
截止到目前，注入井组7个，对应油井21口，日产液1303吨，日产油27.1吨。有7口油井不同程度见到效果，累计增油9900t。同时延长了检泵周期，平均检泵周期由原来的104天延长到目前的181天延长了77天，平均单井年减少检泵作业1.5次，继续有效井7口（P1-152、P1-301、P1-310、PX1-54、P1-349、P1-67、P6-5911）。
五、结论与认识
1.濮城油田CO2驱采井具有不同井CO2含量变化较大等特点，CO2腐蚀较为复杂，为CO2防腐工艺的制订提出了新的要求。
2.针对濮城油田CO2驱采井的腐蚀环境，进行了CO2高效缓蚀剂评价优选，并设计出了2种完井管柱，建立了合理的产能制度，形成了濮城油田CO2驱采井的防腐方案。
参考文献：
[l]李士伦等.《注气提高采收率技术》.成都：四川科学技术出版，2001
关键词：管道缺陷 光纤光栅 实时在线监测系统 安全评估 监测软件
中图分类号：TP393 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）03（a）-00-02
传统的监测技术在实际应用中常常要对管线进行全线普查并综合运用多种技术手段进行完整性评估，需要耗费大量的人力、物力及时间成本。限于技术原因及腐蚀、环境因素，管线失效导致的安全责任事故往往由于不能实时检测或监测引发的。而目前的沿线日常巡检方式过于粗犷，无法对问题管段的情况精确监测，也不可能以人力长期实时监测。
针对传统方法中的缺点，本研究建立一种保障油气运输管道安全，且符合实际生产需要的新型监测技术体系，通过对管道表面微应变的实时监测、数据管理和安全评估，及时对管道的使用情况进行评价，进而降低管道事故发生率，便于有计划的对管道进行维修和更换管理，使其成为油气管道安全运行的重要保障。
此方法具有对目的管道实时在线监测，软件界面操作简单，除定期维护外无需人工作业，软件对监测结果直接进行评价，将监测与评价有效的结合在一起。尤其在一些易产生问题又不方便经常进行人工检测的管线重点部位，有着显著的优越性，弥补了传统方法的不足，从而能够节省大量人力、物力和时间，取得更高经济效益。
1 光纤光栅监测适用性研究
本研究中采用光纤光栅作为本安型传感器。光纤光栅传感器（Fiber Bragg Grating Sensor）属于光纤传感器的一种，基于光纤光栅的传感过程是通过外界物理参量对光纤布拉格（Bragg）波长的调制来获取传感信息，是一种波长调制型光纤传感器。它可以直接贴装在被监测管线的表面，长时间持续不断对管线表面应变进行准确测量。监测得到的结果可直接评价，得到管道的当前受力状况和剩余强度。
1.1 传感器的布设研究
根据缺陷部位管壁受影响的应力场范围，可以确定内部缺陷对管壁应力应变影响范围，约是管道壁厚的6倍；应变极值位置出现在缺陷中心附近；应变以周向应变为主。[1-2]
1.2 传感器的温度补偿
2 管道安全监测系统研制
管道安全监测系统是针对管道腐蚀失效的影响，一套适用于油气管道的新型实时在线监测技术。具有独立、自动化的特点。
2.1 监测系统框架
2.2 系统硬件设计与实现
光纤光栅管道安全监测系统硬件是采用了分布式光纤光栅传感技术研制而成的传感网络系统，由于其与光纤光栅阵列与波分、空分和时分复用技术紧密结合，使得该类系统测量的传感点数大大增加，它是一种光纤光栅传感复用解调装置，适用于由多只光纤布拉格光栅组成的传感阵列的复用信号解调系统，具有较高的调谐精度和测量精度。工作系统如图5所示。
硬件除去作为感知元件的光纤光栅传感器，全部设计集成在工控机当中，工控机如图6所示。该部分根据石油及天然气管线运行所需遵守的行业规范进行设计，主要由宽带光源、光纤光栅调谐装置、光电转换、控制电路、等几部分组成。其作用是给传感器提供光源，传感器感知管道应变影响将光波衍射为不同波长，经过内部的解调仪等装置，将光信号转换为电信号。
本传感系统的光纤光栅可以分为8路。每一路可串接的光纤光栅个数由系统扫描波长范围和每一个光纤光栅的工作范围决定。当取每一个光纤光栅的工作波长范围为2 nm时，系统最大可测量的点数为：16 nm/2 nm×8路=64个（最大可测点数可根据实际需要增加分路）。工控机除了提供光源，控制采集扫描频率及信号解调转换，还兼有计算机主机功能，可以及时对采集到的数据进行存储、分析或导出。
3 监测软件设计与实现
3.1 通讯模块
通讯模块主要功能是完成计算机与微处理器之间的通讯功能。在本系统中，计算机与微处理器之间是通过串行接口进行通讯的。系统软件可以控制步进电机的动作，包括前进、后退、归零等。还可以控制光开关，切换不同的通道。同时，计算机还通过串行口接收来自微处理器的光电转换
数据。
3.2 数据分析模块
该模块对于由微处理器传送过来的不同波长处的光功率信号（电压）进行分析，得出对应传感光栅的中心波长，计算其波长漂移，进而得出对应温度或应变的漂移。其中，最关键的是中心波长的获取。
3.3 软件功能模块
此模块提供用户可视化软件界面，它通过数据分析模块可以获得核心数据信息，即传感器测量的应变值，用户通过界面可以得到所有在监测点的数据和监测系统状态，为是观测人员直观的监测管线状态，系统开发设计了多种数据监测控件，控件的运用使软件不仅仅能显示监测数据，还能反应管线应力的变化趋势，满足用户的最终需求。图7为监测软件的部分界面。
4 结语
该文介绍了一种智能实时在线管道安全监测技术。提出了适用于管道体积型缺陷光纤光栅监测方案。本课题创新点如下。
（1）研究了光纤光栅适用于含体积型缺陷管道安全监测的方案，排除环境温度的干扰因素是监测结果更加准确。
（2）集成光源、光开关、解调设备等硬件于一体，连同主机合成一台工控机，方便移动存放。
（3）开发了监测系统软件，方便进行人机交互，可以通过不同功能界面实现监测者需求，并且系统软件可以直接作出管道安全性评估，弥补了传统评价过程复杂、耗费过多的缺点，节省大量人力物力。
参考文献
[1] 江宏，崔何亮.分布式光纤传感技术在管线检测中应用[Z].欧美大地仪器设备中国有限公司.
[2] 王禹钦，王维斌，冯庆善.腐蚀管道的剩余强度评价[J].腐蚀与防护，2008，29（1）：28-31.
[3] 黄波，周荫清，谭立英，等.温度及应力变化对光纤光栅布喇格波长的影响[J].光纤与电缆及其应用技术，2001，3（3）：23-24.
关键词：液化气钢瓶；氢致开裂试验；湿硫化氢
中图分类号：TE966 文献标识码：A 文章编号：1009－2374(2009)12－0018－02
氢致开裂的表现形式多种多样，氢在断裂过程中的作用非常复杂，多年来国内外对H2S腐蚀开裂的机理有大量的研究，并且近30年的研究呈现上升的趋势，也提出了不少观点，但到目前为止，还没有一种理论能够圆满解释所有的氢致开裂现象，已提出的观点主要有氢压理论、弱键理论、氢降低表面能理论以及氢促进局部塑性变形从而促进断裂的理论。以下为实验过程和数据分析：
一、实验目的
由于现有常规无损检测方法不能在线检测和发现氢致开裂的发生，而氢致开裂过程可以产生声发射信号，因此，本论文的目的是采用声发射在线检测技术，检测和评价压力容器可能产生的HIC状况，从而为提供一种更加可靠和快捷的检测与结构完整性评价方法提供依据，以确保压力容器的安全运行。
二、试验方法
本次试验中，采用德国Vallen公司生产的AMSY-5型声发射仪，将液化气钢瓶打压，内为饱和H2S溶液，用声发射仪24小时连续不断的监测液化气钢瓶在湿硫化氢环境下氢致裂纹从萌芽到破裂的全过程。
本论文进行石油液化气钢瓶氢致开裂的声发射实验研究，主要的实验仪器和设备如下：由德国Vallen公司生产的AMSY-5型声发射仪、VS150-RIC和VS900-RIC型探头(均有前置放大器，40dB)，设置参数为：门槛50dB、采集频率为5MHZ、采集点2048个；液化气钢瓶，材料为15MnHP，只要成分为碳、硅、锰、磷、硫，其含量见表1；利用加有毒化剂的湿硫化氢环境；耦合剂为凡士林。
三、实验步骤
1 将试验用液化气钢瓶内的残气和残液清除干净。
2 用喷丸机清除液化气钢瓶外壁的锈蚀物、油脂、腐蚀产物等20分钟。
3 用砂轮机打磨液化气钢瓶外壁贴探头处，露出金属光泽且表面平整。
4 取18L蒸馏水配制NaCl、CH3COOH混合溶液，NaCl与CH3COOH的质量分数分别为5％、0.5％，将配好的混合溶液注入液化气钢瓶。
5 用细管将纯度为99.9％的H2S气体以1～2个气泡每秒的速度，缓慢通人配好的溶液中，持续1.5小时，使H2s气体充分溶解到溶液里，达到饱和状态。
6 用H2S气体向试验刚瓶内加压，打压至1.2MPa。
7 在阀门处刷涂肥皂水检查阀门的气密性。
8 在液化气钢瓶的上中下三个部位布置探头，耦合好后进行灵敏度校准，对各个探头逐一进行断铅试验，在探头附近大约5cm处断铅3次，所有探头三次平均幅度均达到95dB以上，灵敏度很高，且一致性良好。
9 采集背景噪声3分钟。
10 开始用声发射一对液化气钢瓶进行监测。
四、实验数据和分析
由于在实际的使用过程中，钢瓶底部容易积聚残气和残液，使得底部更容易发生腐蚀，是液化气钢瓶最薄弱的区域，1号探头位于钢瓶底部，在整个腐蚀过程中接收到的信号量最多，因此只对1号探头进行分析。
实验刚开始时，由于液体与压力需要一定的时间才能达到平衡，因此，撞击数较多，达到平衡后，撞击数明显减少，随着实验的进行，撞击数不断增加，当撞击达到极大值后，开始不断减少，这可能是腐蚀层不断加厚造成的，也可能是由于溶液中与钢瓶瓶壁接触的H+的浓度有所下降，使渗入钢瓶中的H原子下降所造成的。
1号探头接收到的信号的能量在0～2500en范围内，在持续时间为102υs处，图像的斜率发生变化，在2500υs处有一个小的分支，其斜率与上述二者均不同，因此可以判断，整个腐蚀过程可以分为三种不同的模式，据钢材的成分、腐蚀环境和相关文献，初步认为这三种模式应为腐蚀、腐蚀开裂和腐蚀剥落。
事件计数－上升时间与幅度－上升时间的相关图也可以证明这点，各相关点主要分布在1、2、3三区域，模式1的上升时间大约为0～200υs，事件计数与幅度分别为1～280个、50.1～93dB；模式2的上升时间为0～350υs，事件计数与幅度分别为1～300个，50.1～83dB，模式3的上升时间为0～510υs，事件计数与幅度分别为1～150个、50.1～78dB。并且三种模式相互之间不是截然分开的，有相互交叠重复部分。
三种模式相互交叠重复，这是由于在腐蚀过程中，腐蚀、腐蚀开裂、腐蚀剥落三种模式在时间顺序上并不是先后独立出现的，而是从腐蚀产生到腐蚀剥落有一定的变化过程，到实验后期，钢瓶内部旧腐蚀层的剥落和新露出的腐蚀层的产生是同时存在的，也造成三种模式在时间上难以区分。
五、实验结论
【关键词】 油田工程 阴极保护 系统调试
1 引言
油田工程阴极保护系统是对储油罐和输油管道的重要保护措施，它关系到原油储运的安全以及油田企业的正常运行，因此对阴极保护系统调试的研究具有很大现实意义，对调试中常见问题解决办法的探索具有重要的理论意义，本文将对此加以探究，以期对油田生产所有借鉴作用。
2 油田工程阴极保护系概述
油田工业是对自然资源进行开采加工的重要产业，它的安全发展与人们的生产生活息息相关。油田工业的主要业务是对原油进行开采，并且对开采的原油进行储存和运输，这些业务是依靠钢材质的储油罐和输油管道完成的。因此，储油罐和输油管道的工作时限直接影响到了油田的正常运营和长远的经济效益。而电化学腐蚀是影响储油罐和输油管道工作时限的主要因素，油田企业目前大多采用阴极保护系统来应对储油罐和输油管道的电化学腐蚀，长久以来的生产实践表明，阴极保护有利于储油罐和输油管道工作时限的延长。
2.1 油田工程阴极保护系工作方法
阴极保护就是要使钢质的储油罐和输油管道免于电化学腐蚀，究其根源就是对钢质储油罐和输油管道进行失电子保护。目前，油田工程阴极保护系有一下集中工作方法：第一，牺牲阳极法。这种方法就是选用比钢铁活性更强的其他金属，使其与钢质储油罐和输油管道结合，形成一种不同的腐蚀电池。在这情况下，活性较低的钢铁是阴极，因而不发生失去电子的现象，而另一种活性较强的金属会失去电子，这样产生腐蚀电流，这样一来也就达成了阴极保护的目标。第二，强制电流法。这种方法就是用外部的电源对钢质储油罐和输油管道施以阴极电流，同时要在钢质钢质储油罐和输油管道装置阳极，以形成回流，这一来就不会发生电子失去，起到了防止电化学腐蚀的作用。第三，排流保护法。这种方法并不是常见的阴极保护方法，如果输油管的铺设与电力线临近时，杂散电流会对其造成影响，导致对输油管道的腐蚀，因此要采取措施对杂散电流进行排除。极性排流、电气连接法、强制排流是最主要的三种排出杂散电流的方法。
2.2 油田工程阴极保护系的组成部分
一般情况下，油田工程阴极保护系是强制电流与牺牲阳极法的结合运用，阴极保护系主要包括8个组成部分。（1）恒电位仪。当采用强制电流法时，恒电位仪需要向被保护的储油罐和输油管道施以持久的阴极电流，而且这种电流是可调的。（2）辅助阳极。当采用强制电流法时，辅助阳极主要是帮助阴极电流形成回流。辅助阳极包括阳极床和深井阳极。（3）牺牲阳极。它的主要是对强制电流替补。当强制电流不能使用时，例如储油罐的内部，牺牲阳极就会发挥作用。比较常用的牺牲阳极包括铝基、锌基和镁基三种。（4）参比电极。它是系统测量的参照物。比较常用的参比电极有饱和硫酸铜型、饱和氯化银型和饱和甘汞型。（5）电缆。它阴极保护系统的连接装置。一般有阴、阳极电缆、参比电缆等等。（6）控制台。它是阴极保护系的管理和控制中枢。（7）自动监测系统。它主要是起到辅助作用，对阴极保护系统进行实时监测，保证其处于正常运行状态。自动监测系统包括主机、腐蚀信号的探测器和接收器等重要部分。（8）测试桩。它负责在系统巡查中提高电气接线。
3 油田工程阴极保护系调试中的常见问题与应对办法
3.1 实际测试中电位不符状况
在现场实际测试时，自然电位很可能会出现与设计电位不符的情况。电位不符是阴极保护系统调试中较为常见的问题，它关系到系统有效性的判断，因此对这一问题的排除工作是刻不容缓的。随着温度的变化，钢质储油罐和输油管道相对于参比电极的自然电位会发生较大的偏移。但是，通常的自动检测系统中都没有温度调节的功能，所以，在温度发生变化时，要对偏离的电位进行校正。
3.2 某些阴极电位因跳变而发生异常
与电力系统的高电压、大电流、交流电等特点相比，阴极保护系统是电压、电流较小的直流电。但是二者在施工方面是相同的，都属于埋地作业。这就使得二者出现了临近交汇的可能，电力系统往往会产生杂散电流，辐射半径可达15-20米，所以阴极保护系统很可能会受到这些杂散电流的影响，使电位跳变，进而导致异常情况的发生。要解决这一问题，在阴极保护系统设备埋设时避开电力系统，使其处于杂散电流辐射范围以外。
3.3 长输管道部分测试点电位设计不合格
长输管道的一般站间距离可达到50千米以上，这种长距离的管道铺设，必然会经过不同的地质地貌以及土壤环境。这种情况，一些管道的两端落差较大，其所处的土壤环境也大不相同，最主要是土壤的电阻率存在差异。我通常对管道采用的牺牲阳极法仅适用于电阻率低的土壤中，而对于在较高电阻率的土壤中不能使用，这就导致了在施工正常的情况下，某些测试点的保护电位设计不合格。对于这一问题，可以在土壤电阻率较高的区域采用不受地质土壤环境影响的强制电流法阴极保护来代替阳极牺牲法。
3.4 多台恒电位仪运行时，某些保护电位因跳变而发生异常
在运用电荷性质中看出，即使几台恒电位仪的保护电流都能形成阴极电流回路，但是在它们位置比较接近时，会因电荷排斥现象而出现保护电流达不到的盲区，如果该盲区恰好是监测点设定位置，那么就会出现电位跳转异常。要解决这一问题，或者改变监测点的位置，避开盲区；或者通过调节阴极保护电流来改变盲区的位置。
4 结语
油田工程阴极保护系统是对钢质储油罐和输油管道进行防电化学腐蚀的重要手段，它的采用具有重要的安全和经济意义。但是，在阴极保护系统的调试中，系统会因不同的实际情况而发生一些异常问题，这就需要采取较为具有针对性的合理办法来应对这些问题，以此来保证石油储运安全。
参考文献：
[1]张新华，王燕.阴极保护监测系统在油田站场的应用[J].石油化工腐蚀与防护，2008，（2）：241.
